/
Автор: Конюхова Е.А.
Теги: архитектура электроснабжение электроэнергетика электроустановки учебное пособие промышленная энергетика
ISBN: 978-5-4365-0628-9
Год: 2016
Текст
Е.А. Конюхова
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
(ТЕОРИЯ И ПРИМЕРЫ)
Учебное пособие
Н’1.1
SCI
ПОРТАЛ РОССИЙСКИХ
Москва
2016
УДК 72(075.8)
ББК 85.118я73
К65
Конюхова Е.Л.
К65 Проектирование систем электроснабжения промышленных
предприятий (теория и примеры): учебное пособие / Е.А. Конюхова.
-М.: РУСАЙНС, 2016. - 160 с.
ISBN 978-5-4365-0628-9
DOI 10.15216/978-5-4365-0628-9
Настоящее издание является учебным пособием для высших специ-
альных учебных заведений для студентов, обучающихся по профилю
«Электроснабжение» направления подготовки «Электроэнергетика и элек-
тротехника», но может быть полезным и для инженерно-технических ра-
ботников в области пректирования систем электроснабжения. Данное учеб-
ное пособие содержит базовый объем сведений, необходимых для выполне-
ния курсового проекта по электроснабжению промышленных предприятий.
Его содержание соотносится с учебником Конюховой Е.А. «Электроснаб-
жение», Издательский Дом МЭИ, 2014. В учебном пособии рассмотрены
ряд задач, возникающих при проектировании систем электроснабжения
промышленных предприятий напряжением выше и до 1 кВ. Приведены тео-
ретические методики и практические примеры определения расчетных
электрических нагрузок по подразделениям и в целом для промышленного
предприятия, выбора варианта выполнения системы внешнего и внутриза-
водского электроснабжения, включая линии электропередач, трансформа-
торы главной понизительной и цеховых подстанций, с учетом компенсации
реактивной мощности, а также выбора электрооборудования этой сети.
В приложениях приведены стоимостные и технические данные на
электрооборудование по сведениям на 2015 г.
УДК 72(075.8)
ББК 85.118я73
ISBN 978-5-4365-0628-9
© КонюховаЕ.А., 2016
© ООО «РУСАЙНС», 2016
Оглавление
Предисловие.................................................9
1. ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.........................................11
1.1. Основные требования к проекту электрических сетей объектов.11
1.2. Характеристики окружающей среды............................12
1.3. Технико-экономические обоснования (ТЭО)....................14
1.4. Технорабочий проект........................................15
1.5. Технический проект.........................................16
1.6. Исходные данные для выполнения курсового проекта
«Электроснабжение промышленного предприятия»................18
2. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ И ПРЕДПРИЯТИЯ.................................22
2.1. Показатели графиков активных электрических нагрузок........22
2.2. Методы определения расчетных активных нагрузок предприятия.23
2.3. Определение силовых расчетных нагрузок низкого напряжения
по коэффициенту спроса......................................24
2.3. Пример расчета силовых электрических нагрузок
до 1 кВ подразделений Мясокомбината.........................25
2.4. Определение расчетных нагрузок освещения...................26
2.5. Пример расчета нагрузок освещения подразделений
Мясокомбината...............................................28
2.6. Пример расчета активных, реактивных и полных мощностей
потребителей до 1 кВ подразделений Мясокомбината............30
2.7. Суммарная расчётная электрическая нагрузка потребителей
до 1 кВ Мясокомбината.......................................31
2.8. Пример расчёта суммарной электрической нагрузки
потребителей до 1 кВ Мясокомбината..........................32
2.9. Расчётная электрическая нагрузка предприятия
потребителей выше 1 кВ......................................32
2.10. Пример расчёта суммарной электрической нагрузки
потребителей выше 1 кВ Мясокомбината........................33
2.11. Расчётная электрическая нагрузка предприятия..............33
2.12. Пример расчёта электрической нагрузки системы
электроснабжения Мясокомбината..............................34
3 . СИСТЕМА ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ..........35
3.1. Главные источники питания в СЭСИ11 от энергосистемы........35
3.2. Размещение источника питания СЭСПП.....................36
3.3. Выбор номинального напряжения сети питания
от энергосистемы до СЭСПП...................................36
3
3.4. Пример выбора номинального напряжения
сети внешнего электроснабжения Мясокомбината..............37
3.5. Расчётная электрическая нагрузка трансформаторов ГПП.37
3.6. Пример выбора трансформаторов 11111 Мясокомбината....38
3.7. Потери мощности в трансформаторе ГПП.................38
3.8. Пример расчета потерь мощности в трансформаторе ГПП
Мясокомбината..............................................39
3.9. Расчётная электрическая нагрузка питающих линий
электропередачи (ЛЭП) энергосистемы........................39
3.10. Пример выбора сечения проводов питающей воздушной линии.40
4. ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ШИНАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ ГПП.................................42
4.1. Токи трехфазного КЗ от энергосистемы на шинах вторичного
напряжения выше 1 кВ главной понижающей подстанции (ГПП).... 42
4.2. Токи трехфазного КЗ в сетях и установках напряжением
выше 1 кВ с учетом электродвигателей...................43
4.2.1. Общие указания................................43
4.2.2. Токи КЗ от синхронных двигателей на напряжении
выше 1 кВ............................................43
4.2.3. Токи КЗ от асинхронных двигателей на напряжении
выше 1 кВ............................................44
4.2.4. Ударный ток КЗ, генерируемого синхронными
и асинхронными двигателями выше 1 кВ..................45
4.3. Суммарные токи трехфазного КЗ на шинах
вторичного напряжения выше 1 кВ...........................45
4.4. Пример расчетов токов КЗ пашинах 10 кВ ГПП Мясокомбината.45
4.4.1. Ток КЗ от энергосистемы.......................45
4.4.2. Ток КЗ на шинах 10 кВ ГПП от АД высокого напряжения.... 46
4.4.3. Суммарный ток КЗ на секции шин 10 кВ ГПП
Мясокомбината........................................47
5. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ.................48
5.1. Общие положения......................................48
5.2. Схемы кабельных линий среднего напряжения 6-10 кВ....49
5.3. Схемы кабельных силовых сетей на напряжении до 1 кВ..51
5.4. Схемы цеховых сетей с шинопроводами до 1 кВ..........52
5.5. Способы канализации электроэнергии на территории предприятия . 52
6. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НАГРУЗКИ В
СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ...................................................55
6.1. Нормирование реактивной мощности нагрузки................55
4
6.2. Компенсация реактивной мощности при использовании
конденсаторных установок....................................56
6.2.1. Силовые конденсаторы и комплектные конденсаторные
установки (ККУ)........................................56
6.2.2. Размещение батарей конденсаторов и управление ими.57
6.2.3. Определение расчетной мощности батарей конденсаторов
(БКН) и ККУ напряжением до 1 кВ по балансу
реактивных мощностей...................................60
6.2.4. Определение мощности батарей конденсаторов и ККУ
напряжением выше 1 кВ по балансу реактивных нагрузок.... 60
7. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ТП) 6-10/0,4 кВ
И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) 0,4кВ.....................62
7.1. Виды ТП, исполнение и число трансформаторов в ТП 6-10/0,4 кВ... 62
7.2. Схемы и электрооборудование ТП 6-10/0,4 кВ...............64
7.3. Рекомендации по размещению ТП 6-10/0,4 кВ
на территории предприятия................................65
7.4. Рекомендуемые коэффициенты загрузки
трансформаторов 6-10/0,4 кВ..................................66
7.5. Суммарное число трансформаторов и ТП 6-10/0,4 кВ в СЭСПП
при нормируемом коэффициенте реактивной мощности
нагрузки трансформатора tgrpr норм.........................67
7.6. Расчетное число трансформаторов 6-10/0,4 кВ в подразделениях
предприятия при нормируемом значении tg(pTHopM...............69
7.7. Пример определения расчетного числа трансформаторов
10/0,4 кВ в подразделениях Мясокомбината
при нормируемом значении tgcpTHopM.........................69
7.8. Размещение трансформаторных подстанций
на территории предприятия...................................72
7.8.1. Размещение ТПП на территории предприятия...........72
7.8.2. Основные принципы размещения ТП 10/0,4 кВ
на территории предприятия..............................72
7.8.3. Пример размещения ТП 10/0,4 кВ на территории
Мясокомбината..........................................73
7.9. Определение фактических нагрузок потребителей, питающихся
от трансформаторов 10/0,4 кВ, без установки ККУ-0,4 кВ......77
7.10. Число распределительных устройств 0,4 кВ (РУ-0,4 кВ), и их
размещение в подразделениях промышленного предприятия.......78
7.10.1. Требования надежности при определении числа РУ-0,4 кВ... 78
7.10.2. Обшие положения определения числа и расположения
РУ-0,4 кВ при выполнении данного учебного
Техпроекта СЭСПП.......................................79
5
7.10.3. Пример определения числа и расположения РУ-0,4 кВ
при выполнении Техпроекта системы
электроснабжения Мясокомбината....................80
7.11. Определение мощности ККУ- 0,4 кВ. Уточнение
фактической загрузки трансформаторов после
установки ККУ-0,4 кВ....................................84
7.12. Расчётная электрическая нагрузка трансформаторов
10/0,4 кВ на стороне высшего напряжения при учете
стандартных реактивных мощностей ККУ-0,4 кВ........86
7.13. Пример определения расчётной электрической нагрузки
трансформаторов 10/0,4 кВ СЭС Мясокомбината
на стороне высшего напряжения при учете
стандартных реактивных мощностей ККУ-0,4 кВ........87
8. КАБЕЛИ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 6-10 кВ..........................89
8.1. Пример выбора топологической схемы и трасс
кабельных линий 10 кВ в СЭС Мясокомбината....................89
8.1.1. Выбор вида схемы кабельных линий 10 кВ...........89
8.1.2. Топологическая схема кабельных линий 10 кВ.......89
8.1.3. Трассы прокладки кабельных линий 10 кВ...........90
8.2. Общие положения выбора марки и сечения жил кабелей
при напряжении выше 1 кВ.....................................93
8.3. Пример определения марки кабелей 10 кВ и сечений жил
в СЭС Мясокомбината.......................................96
8.3.1. Расчётная электрическая нагрузка кабельных линий 10 кВ... 96
8.3.2. Определение сечения жил кабелей 10 кВ
по экономической целесообразности и нагреву током КЗ.....99
8.3.3. Проверка выбранного сечения жил кабелей 10 кВ по нагреву
токами нормального и послеаварийного режима
и потерям напряжения...............................99
8.4. Потери активной мощности в кабелях 10 кВ...............101
9. КАБЕЛИ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 0,4 кВ..........................103
9.1. Пример выбора топологической схемы
и трасс кабельных линий 0,4 кВ..............................103
9.1.1. Выбор вида схемы кабельных линий 0,4 кВ.........103
9.1.2. Топологические схемы кабельных линий 0,4 кВ.....103
9.1.3. Трассы прокладки кабельных линий 0,4 кВ.........103
9.2. Расчетные нагрузки и длины кабелей до 1 кВ.............106
9.3. Общие положения выбора марки и сечения жил кабелей до 1 кВ .... 106
9.4. Пример выбора марки и сечения жил кабелей до 1 кВ
в СЭС Мясокомбината.....................................110
6
9.4.1. Выбор марки и сечения жил кабелей до 1 кВ
по экономической целесообразности и допустимым
потерям напряжения............................110
9.4.2. Проверка выбранного сечения жил кабелей 0,4 кВ
по условию нагрева в нормальном режиме..............111
9.4.3. Проверка выбранного сечения жил кабелей 0,4 кВ
по условию нагрева в послеаварийном режиме.........112
9.5. Потери активной мощности в кабельных линиях до 1 кВ........113
10. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ККУ 10 кВ...................125
10.1. Пример определения мощности и расположения ККУ ЮкВ........125
10.2. Выбор выключателей 10 кВ наИП....................127
10.2.1. Общие положения выбора выключателей 10 кВ на ИП.....127
10.2.2. Пример выбора выключателей 10 кВ
на ГПП Мясокомбината...............................128
10.3. Выбор электрических аппаратов ЮкВнаТП 10/0,4кВ............129
10.3.1. Общие положения выбора электрических
аппаратов 10 кВ на ТП 10/0,4 кВ...................129
10.3.2. Пример выбора электрических аппаратов 10 кВ
на ТП в системе электроснабжения Мясокомбината.....130
11. ГОДОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ
АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.........................................134
11.1. Годовые потери активной электроэнергии в трансформаторах..134
11.2. Годовые потери активной электроэнергии в кабельных линиях.135
11.3. Годовые потери активной электроэнергии в конденсаторах ККУ „136
12. ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ЗАТРАТЫ ПО КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ
НА ЭЛЕМЕНТЫ СЭСПП......................................137
12.1 . Общие положения.................................137
12.2 . Дисконтированные затраты по капиталовложениям
на трансформаторы 10/0,4кВ.........................138
12.3 . Дисконтированные затраты по капиталовложениям на кабели..139
12.4 . Дисконтированные затраты на комплектные
конденсаторные установки...............................139
12.5 . Дисконтированные затраты на электрические аппараты
и КРУ ЮкВ..............................................140
13. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ
СХЕМА СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,4 КВ....................142
14. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТА СЭСПП 10/0,4 кВ....................144
14.1. Суммарные дисконтированные затраты (общие положения)......144
14.2. Технике-экономические показатели СЭС 10/0,4 кВ
Мясокомбината..........................................145
7
Приложение 1. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
НА ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 10/0,4 кВ.......149
П.1.1. Трансформаторы 10/0,4 кВ.....................149
П.1.2.Кабели........................................149
П.1.3. Комплектные конденсаторные установки.........150
П.1.4. КРУ 10 кВ....................................152
Приложение 2. СТАНДАРТНЫЕ УСЛОВНЫЕ ГРАФИЧЕСКИЕ
И БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ..................................153
Приложение 3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА......................156
Список литературы...................................158
8
Предисловие
Настоящее издание является учебным пособием для высших
специальных учебных заведений для студентов, обучающихся по про-
филю «Электроснабжение» направления подготовки «Электроэнерге-
тика и электротехника».
Программой предмета «Электроснабжение» предусмотрено вы-
полнение курсового проекта по электроснабжению промышленных
предприятий.
Данное учебное пособие развивает положения учебных изданий
прошлых лет, которые в настоящее время не соответствуют в полной
мере изменениям методик и подходов в различных вопросах электро-
снабжения. В данном пособии нашли отражение как традиционно
включаемые, так и новые разделы. Его содержание соотносится с
учебником Конюховой Е.А. «Электроснабжение», Издательский Дом
МЭИ, 2014.
Данный курсовой проект выполняется студентом на заключи-
тельном этапе изучения учебной дисциплины, в ходе которого осуще-
ствляется практическое применение полученных знаний при решении
комплексных задач, связанных со сферой профессиональной деятель-
ности будущих специалистов.
Цель разработки курсового проекта состоит в закреплении сту-
дентами теоретических знаний и приобретении практических навыков,
поэтому настоящее учебное пособие включает в себя теоретические
материалы и конкретные примеры решения вопросов курсового проек-
та с необходимыми пояснениями, ссылками, рекомендациями.
Тематика курсовых работ (проектов) разрабатывается препода-
вателями образовательных учреждений высшего профессионального
образования, рассматривается и принимается соответствующими
предметными комиссиями. Однако, исходя из целей курсового проек-
тирования, определяемых требованиями Государственных образова-
тельных стандартов к уровню подготовки выпускников в учебных по-
собиях для студентов по выполнению курсовой работы (проекта) могут
быть сформулированы для большинства дисциплин единые, типовые
унифицированные темы.
Данное учебное пособие содержит базовый объем для выполне-
ния курсового проекта по электроснабжению промышленных предпри-
ятий.
Курсовой проект должен быть творческим трудом каждого сту-
дента; приведенные здесь последовательность, объем и методика вы-
полнения расчетов носят рекомендательный характер и не преследуют
9
целей сковывания разумной инициативы, творческого подхода, за ис-
ключением той части проекта, содержание и исполнение которой оп-
ределены действующими нормами (оформление (но не содержание!)
текстовой части, форматы.
В пособии излагаются требования к выполнению и оформлению
проектов, приводится достаточное количество примеров и необходи-
мый справочный материал.
Курсовой проект может стать составной частью выпускной ква-
лификационной работы, если она предусмотрена Государственными
требованиями по данной специальности.
При написании этого пособия автор использовала свой опыт
преподавания соответствующей дисциплины в Московском энергети-
ческом институте (ТУ).
Книга может быть полезна инженерно- техническим работникам
в области проетирования систем электроснабжения.
10
1. ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1.1. Основные требования к проекту
электрических сетей объектов
Проект электрических сетей предусматривает выполнение свя-
зей между ЭП и источниками электроэнергии. Оптимальный проект
должен определять наименьшие затраты при строительстве и монтаже
электротехнических сооружений и устройств, наибольшие удобства и
надежность при эксплуатации, обеспечивая ЭП электроэнергией над-
лежащего качества [11].
Система электроснабжения объекта, состоящая из сетей напря-
жением до и выше 1 кВ, трансформаторных и преобразовательных
подстанций, служит для обеспечения требований производства путем
подачи электроэнергии от источника питания к месту потребления в
необходимом количестве и соответствующего качества.
Рационально выполненная система электроснабжения объекта
должна удовлетворять ряду требований: экономичности и надежности,
безопасности и удобства эксплуатации, обеспечения надлежащего ка-
чества электроэнергии. Не допустимы перерывы в электроснабжении,
которые могут нанести значительный ущерб, а в некоторых случаях
привести к авариям, связанным с человеческими жертвами и выходом
из строя дорогостоящего оборудования.
Основными задачами, которые необходимо решить на этапе про-
ектирования системы электроснабжения, являются следующие: опти-
мизация параметров схемы путем правильного выбора напряжений;
определение электрических нагрузок; выполнения требований к беспе-
ребойности электроснабжения; рациональный выбор числа и мощности
трансформаторов 10/0,4 кВ; выбор конструкций сетей; выбор средств
компенсации реактивной мощности и их распределение между сетями
до и выше 1 кВ; регулирование напряжения.
Установлено, что по всем намечаемым к проектированию объек-
там и сооружениям промышленности, энергетики, транспорта, связи и
другим объектам народного хозяйства должны разрабатываться техни-
ко-экономические обоснования строительства или реконструкции
(ТЭО).
Для линейных сооружений энергетики, связи, для отдельных
объектов технике-экономическими обоснованиями могут служить пер-
спективная схема развития сооружений или другая предпроектная до-
11
кументация, в которых должны быть предопределены технико-
экономические показатели объекта и его сметная стоимость.
Для большинства объектов проектирование, осуществляемое на
основе ТЭО, выполняется в одну стадию — технорабочий проект. В
одностадийных технорабочих проектах электрических сетей должны
применяться проверенной практикой строительства и эксплуатации
схемные и конструктивные решения, типовые рабочие чертежи дета-
лей и устройств электроустановок. В этих случаях сметная стоимость,
установленная ТЭО на основе укрупненных показателей, будет доста-
точно близка к реальной сметной стоимости, определяемой по рабочим
чертежам проекта.
Проектирование крупных и сложных промышленных комплек-
сов, а также крупных объектов с применением новой не освоенной
технологии и головных образцов сложного оборудования может осу-
ществляться не в одну стадию, а в две — технический проект и рабочие
чертежи.
1.2. Характеристики окружающей среды
При проектировании систем электроснабжения промышленных
предприятий в первую очередь следует определить характеристику
окружающей среды, оказывающую существенное влияние на конст-
руктивное выполнение и расположение электрооборудования.
Важными факторами, влияющими на выбор конструкции сетей и
способов их выполнения, являются условия окружающей среды, сте-
пень возгораемости строительных материалов и конструкций зданий и
сооружений. В соответствии с противопожарными требованиями
Строительных норм и правил (СП и П) строительные материалы и кон-
струкции разделяются на три группы по степени возгораемости: несго-
раемые, трудно сгораемые, сгораемые. Кроме того, строительные кон-
струкции характеризуются пределом огнестойкости, определяемым
временем в часах.
Условия в помещениях, влияющие на выбор конструкции сетей,
определяются температурой воздуха, влажностью, наличием агрессив-
ных газов и пыли, возможностью возникновения условий взрыво- или
пожароопасности.
По температуре воздуха помещения разделяются на два класса:
нормальные и жаркие. В помещениях с нормальной средой тем-
пература не должна длительно превышать + 30 °C, а в жарких она дли-
тельно превышает это значение.
12
По влажности среды помещения разделяются на четыре класса:
сухие, влажные, сырые и особо сырые, класс определяется по
значению относительной влажности.
Под пыльной понимается среда, где по условиям производства
выделяется пыль в таком количестве, что она может оседать на прово-
дах, проникать внутрь машин и аппаратов, затрудняя длительную нор-
мальную работу электрооборудования. Конструкции в этом случае
должны иметь пыленепроницаемое исполнение.
Среды, содержащие агрессивные газы или пары, вредно дейст-
вующие на проводники или изоляцию и поддерживающие их конст-
рукции, относятся к химически активным. К этим средам относятся
такие, в которых по условиям производства постоянно или в течение
длительного времени содержатся химически активные газы, пары или
на окружающих предметах образуются отложения веществ, разру-
шающие электротехнические устройства.
Для химически активных сред оборудование и материалы долж-
ны выбираться с учетом конкретных веществ, применяемых в техноло-
гическом процессе производства. Наиболее эффективным средством
защиты электроустановок от разрушающего действия химически ак-
тивных средств является максимально возможное и экономически це-
лесообразное территориальное удаление электрооборудования от ис-
точников выделения химических веществ.
В ряде производств применяются вещества, которые могут вы-
звать опасность пожаров или взрывов. Такие производства могут соз-
давать постоянно или в редких случаях условия в окружающей среде,
когда нагретые поверхности, искры или открытый огонь могут вызвать
пожар, взрыв и разрушение установки.
В связи с этим классификация предусматривает наличие еще
двух классов сред: пожароопасных и взрывоопасных.
Пожароопасными являются такие среды в помещениях или на
открытом воздухе, где применяются или хранятся горючие вещества.
Взрывоопасными являются такие среды, в которых по условиям
технологического процесса могут образовываться взрывоопасные сме-
си горючих газов или паров с воздухом, кислородом или другими
окислителями. К взрывоопасным относятся также и такие среды, где
возможно образование взрывоопасных концентраций различных горю-
чих веществ в виде пыли или волокон, взвешенных в воздухе. Пожаро-
опасные и взрывоопасные среды имеют свою классификацию в зави-
симости от причин и условий возникновения опасности.
13
При проектировании промышленных электроустановок одно и
то же помещение или среда могут оказаться одновременно отнесенны-
ми к нескольким перечисленным выше классам. Например, помещение
с химически активной средой может быть одновременно влажным. В
эти случаях электротехническая установка должна удовлетворять ус-
ловиям надежной работы в средах всех классов в данном помещении.
1.3. Технико-экономические обоснования (ТЭО)
В ТЭО проекта объекта входит раздел, посвященный электро-
снабжению. В нем описывается существующие источники электро-
энергии и их расположение относительно предполагаемой площадки
строительства [11].
На основе опытных данных об удельных расходах электроэнер-
гии приближенно определяются электрическая нагрузка и примерный
график потребления электроэнергии с перспективой развития на бли-
жайшие 10 лет.
Выявляются наличие и ориентировочная мощность ЭП особой
группы и ЭП первой категории в отношении бесперебойности электро-
снабжения. Определять категории следует по ЭПм, а не по цехам в це-
лом. Если имеется ограниченное число ЭП I и II категории, вопросы
обеспечения их надежного питания следует рассматривать особо, не
допуская необоснованного отнесения других ЭП к высшим категори-
ям. Отделения цехов или отдельные группы ЭП, требующие разной
степени надежности питания электроэнергией, следует рассматривать
как объекты с разными условиями резервирования, что должно учиты-
ваться при построении схем электроснабжения.
К особым группам ЭП относятся приемники, обеспечивающие
безаварийную остановку производства, перерыв в электроснабжении
которых угрожает жизни и здоровью людей, взрывом, пожаром, пор-
чей основного технологического оборудования.
Автоматическую (или ручную) разгрузку при аварии от неответ-
ственных потребителей, с выделением питания нагрузок III категории
для возможности их отключения по аварийному графику.
Выбираются возможная точка присоединения объекта к район-
ной энергосистеме, а также количество и номинальное напряжение
линий электропередач, их ориентировочная протяженность.
В виде эскиза разрабатывается предполагаемый вариант схемы
высшего напряжения (35 кВ и выше) на территории объекта; опреде-
ляются возможная конфигурация сети при напряжении сети 6... 10 кВ
и конструктивные решения ее основных участков.
14
Оцениваются примерное количество и мощность главных пони-
зительных и распределительных подстанций (ГПП и ГРП), осуществ-
ляющих связь с энергосистемой. На основе имеющихся данных опре-
деляются предполагаемое количество и мощность комплектных транс-
форматорных подстанций, а также общая протяженность кабельных
линий.
В заключение на основе укрупненных показателей стоимости
объектов электроснабжения определяется стоимость электрических
сетей, которая включается в общую сметную стоимость данного объек-
та, определенную в ТЭО.
1.4. Технорабочий проект
Для объектов, имеющих аналоги, когда проект разрабатывается в
одну стадию, в технорабочем проекте решаются все основные вопросы,
определяемые техническими условиями на присоединение системы
электроснабжения к энергосистеме и особенностями электро потреби-
телей.
Технорабочий проект разрабатывается для большинства объек-
тов и выполняется на основе ТЭО; состоит из двух частей: технической
и рабочих чертежей.
Часть технорабочего проекта электрических сетей, представляе-
мая на утверждение, должна содержать:
• Краткую пояснительную записку с изложением основных ис-
ходных данных, результатов сопоставления вариантов, характерных
особенностей принятой схемы сетей объекта и примененного электро-
оборудования. В пояснительной записке указывается на соответствие
проекта действующим ПУЭ, а также нормативным документам и дру-
гим Правилам и Нормам, определяющим особенности проектируемого
объекта, утвержденным и согласованным в установленном порядке;
• Схемы сетей напряжением до и выше 1 кВ;
• План объекта с указанием размещения подстанций, воздушных
и кабельных линий, зон загрязнения атмосферы отходящими газами и
пылью;
• Основные конструктивные решения сетевых устройств;
• Мероприятия по уменьшению влияния резкопеременных на-
грузок и преобразовательных устройств на качество электроэнергии в
сетях объекта и в прилегающем районе;
• Мероприятия по компенсации реактивной мощности;
• Оценку надежности электроснабжения;
15
• Перечень основного электрооборудования, примененного в
проекте, с краткой технической характеристикой (трансформаторы
связи с энергосистемой, выключатели, комплектные распределитель-
ные устройства, комплектные трансформаторные подстанции и т.п.)
• Перечни кабельной продукции с указанием ориентировочного
количества; технико-экономическую часть с указанием расхода цветных
металлов и потерь электроэнергии в проектируемых сетях объекта;
• Сметы.
1.5. Технический проект
Для крупных и сложных объектов с применением новой неосво-
енной технологии допускается разработка проектной документации в
две стадии: технический проект и рабочие чертежи.
Технический проект является основным документом, в котором
решаются все принципиальные вопросы и в полном объеме разрабаты-
вается экономическая часть проекта крупных объектов или новых про-
изводств.
Итогом технического проекта являются спецификация для заказа
основного оборудования и кабельной продукции, а также сводная смета.
Технический проект утверждается в установленном порядке и
является основой для разработки рабочих чертежей.
При выполнении технического проекта электрических сетей ре-
шаются такие вопросы, как выявление мест расположения потребите-
лей электроэнергии, определение нагрузок и их категорий, выбор на-
пряжений сетей и схем их соединения, определение мест расположения
подстанций, выбор сечения и марок проводников, определение откло-
нений и колебаний напряжения у потребителей, выбор средств регули-
рования напряжения и их размещение в сети, выбор конструкции элек-
тросети, требования к строительной части сооружений и их пожарной
безопасности.
При выполнении проекта должна быть обеспечена необходимая
бесперебойность электроснабжения, которая зависит от схемы и на-
дежности элементов сети.
Принятыми в проекте техническими решениями определяется
качество электроэнергии, характеризующееся надлежащим уровнем
напряжения, а также частотой и значением колебаний напряжения от
воздействия резкопеременных нагрузок.
Удобство и безопасность обслуживания, экономичность соору-
жения сети и ее эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети
16
без ее коренного переустройства являются критериями целесообразно-
сти принятых проектных решений.
Расчет нагрузок, т.е. прогнозирование графиков нагрузки объек-
тов может производиться различными методами. На этом этапе проек-
тирования расчеты нагрузок выполняются на основании статистиче-
ских сведений об удельных расходах электроэнергии.
После определения расчетных нагрузок объекта, требований к
степени надежности электроснабжения и выявления характера графика
нагрузки (отклонения от расчетной нагрузки, наличие резкоперемен-
ной нагрузки и т.п.) выбирают точки присоединения к энергосистеме.
Вопросы присоединения объекта решают по согласованию с
энергосистемой и в соответствии с правилами пользования электриче-
ской энергией.
Технические условия на присоединение выдаются энергосисте-
мой на основании представленных данных о предполагаемых нагруз-
ках объекта по годам на ближайшие 5 лет, его расположения на плане
района и требований к степени надежности электроснабжения [11].
На основании технических условий на присоединение разраба-
тываются технический проект внутреннего электроснабжения объекта
и рабочие чертежи (при двухстадийном проектировании) или технора-
бочий проект при одностадийном проектировании.
17
1.6. Исходные данные для выполнения
курсового проекта
«Электроснабжение промышленного предприятия»
Тема: Электроснабжение Мясокомбината
Исходные данные на проектирование:
1. Генеральный план комбината — рис. 1.1.
2. Сведения о питающей энергосистеме — табл. 1.1.
3. Сведения об условиях окружающей среды, степени возгорае-
мости —табл. 1.2.
4. Сведения об электрических нагрузках комбината — табл. 1.3;
1.4; 1.5.
Таблица 1.1.
Сведения о питающей энергосистеме
Название параметра Обозначение Ед. изм. Значение
Расстояние от подстанции энергосистемы до комбината L КМ 11,5
Номинальные напряжения питающей энергосистемы кВ 10; 35; НО
Мощность системы MBA 800
Реактивное сопротивление системы на стороне ИОкВ, отнесенное к мощности системы отн. ед. 0,5
Стоимость электроэнергии е, руб/кВт-ч 3,5
Таблица 1.2
Характеристики окружающей среды в подразделениях
№ подразделения Наименование подразделения Характеристики среды
2 Гофтара пожароопасная
5 Лайвстак пожароопасная
остальные нормальная
18
Таблица 1.3.
Ведомость электрических нагрузок до 1 кВ комбината.
Предприятие работает в 2 смены
№ подразде- лений п Наименование подразделения Установлен- ная мощность Рустш кВт Коэффициенты
спроса кем мощно- сти COS(pn реактив- ной мощ- ности
1 Колбасный завод 2800 0,50 0,70 1,02
2 Гофтара (Упаковка) 350 0,60 0,70 1,02
3 Холодильник №1 417 0,60 0,75 0,88
4 Завод первичной пере- работки 1890 0,50 0,65 1,17
5 Лайвстак (Хлев) 100 0,80 0,90 0,48
6 Завод технических фаб- рикатов 990 0,45 0,60 1,33
7 Завод сыворотки 380 0,55 0,65 1,17
8 ЦХВУ (цех холодиль- ных вакуумных устано- вок) 2860 0,45 0,70 1,02
9 Конденсатная 370 0,40 0,50 1,73
10 Институт 500 0,60 0,70 1,02
11 Машиносчетная станция 240 0,60 0,70 1,02
12 Заводоуправление 50 0,80 0,90 0,48
13 Холодильник №2 520 0,60 0,75 0,88
14 Ремонтно- механический цех 450 0,50 0,75 0,88
15 Теплоцех 1200 0,45 0,60 1,33
16 Ремонтно-строительные бригады 190 0,40 0,75 0,88
17 Прачечная 100 0,70 0,75 0,88
19
Таблица 1.4
Ведомость электрических нагрузок выше 1 кВ комбината
№ подраздел ений п Наименование подразделения и элек- троприемники Установ- ленная мощность РУСТ», кВт Коэффициенты
использова- ния км мощно- сти СО$(ря
8 ЦХВУ (4 АД-10 кВ) 2 рабочих, 2 резерв 4*750 0,6 0,8
Таблица 1.5
Состав электропотребителей подразделений в процентном соотноше-
______________ нии по категориям надежности___________________
№ подразделения п Наименование подразделения Категория надежности
1,% II, % III, %
1 Колбасный завод 0 70 30
2 Гофтара 0 50 50
3 Холодильник №1 80 20 0
4 Завод первичной переработки 0 70 30
5 Лайвстак 0 50 50
6 Завод технических фабрикатов 0 50 50
7 Завод сыворотки 0 60 40
8 ЦХВУ 70 30 0
9 Конденсатная 0 30 70
10 Институт 0 30 70
И Машиносчетная станция 0 50 50
12 Заводоуправление 0 30 70
13 Холодильник №2 80 20 0
14 Ремонтно-механический цех 0 0 100
15 Теплоцех 0 50 50
16 Ремонтно-строительные бригады 0 0 100
17 Прачечная 0 0 100
20
Питание от
подстанции
системы
Рис.1.1. Генплан предприятия (Мясокомбината).
Размер показан для подразделения №11.
21
2. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ И ПРЕДПРИЯТИЯ
2.1. Показатели графиков активных
электрических нагрузок
Основным показателем режима работы одного 7 -го или группы
приемников электроэнергии служит коэффициент использования, вы-
ражающий отношение средней активной нагрузки за смену (рСмь Рсмх) к
номинальной (рном/, Рном т) [6]. Применительно к трем представлениям
нагрузки различают коэффициенты использования по активной мощ-
ности, по реактивной мощности и по току. Наибольшее распростране-
ние имеет первый из этих коэффициентов (по активной мощности),
причем K„i< 1,
Для индивидуальных графиков
~Рал! (РномЬ (2-1)
Для групповых графиков
I L 7/>ном I —[5^н?Рном? ]7р Р»оы1 ] — [5^и?Рном? ]7[Рном J' (2-2)
Коэффициентом заполнения графика нагрузок активной мощно-
сти [3, 8] называется отношение средней активной мощности Рс за ис-
следуемый период времени к максимальной Р„б за тот же период
= (2.3)
J max
Годовое число часов использования максимальной активной на-
грузки,
Рнб = РгК3.г, (2.4)
Тг — годовая продолжительность работы силовых приемников (табл.
2,1), при которой определяются все показатели годового графика на-
грузки предприятия [6]. Для большинства промпредприятий число ча-
сов работы за год меньше длительности года Тт < 8760 ч. По данным
табл, 2,1:
Тнб=0,8Д. (2.5)
Для непрерывного производства - ТНб=7650 ч.
Таблица 2.1
Число смен одна две три
Годовое число часов работы Гг,ч 2250 4500 6400
Годовое число часов использования максимальной нагрузки Гнв, ч 1800 3600 5120
22
Коэффициент одновременности максимумов активной нагрузки
Ко.нб. учитывает нагрузки отдельных потребителей Рнб.л, формирующих
нагрузку общего элемента сети, в момент максимума результирующего
графика нагрузки РНбх.
тг _____тах.л
“о.нб — р
J max.L
(2.6)
Коэффициент одновременности максимумов нагрузки Ко.Нб. < 1
Значения коэффициента одновременности максимумов нагрузки опре-
деляются характером нагрузки потребителей и могут изменяться в за-
метных пределах.
2.2. Методы определения расчетных
активных нагрузок предприятия
Для определения расчетных нагрузок групп приемников необхо-
димо знать установленную мощность РНОЫ£ (сумму номинальных мощ-
ностей рном/) всех ЭП группы и характер технологического процесса.
Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим по-
треблением энергии данной группы ПЭ, цехом или предприятием в
целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой
является смена, в которой используется наибольшее количество агре-
гатов.
“Указания по расчету электрических нагрузок систем электро-
снабжения” [6, 8] допускают применение следующих методов опреде-
ления расчетных нагрузок.
1. По удельным расходам электроэнергии и плотностям нагрузки:
а) При наличии данных об удельных расходах электроэнергии на
единицу продукции в натуральном выражении эуд и выпускаемой за
год продукции М
(2.7)
1 нб
где 7^—годовое число часов использования максимума активной мощ-
ности.
Величина эуд является интегральным показателем расхода элек-
троэнергии на единицу продукции (например, один автомобиль, 1 тон-
ну стали, 1м погонной продукции и т. и.). В величину эуд входит также
расход электроэнергии и на вспомогательные нужды производств, и на
освещение подразделений. Пределы средних значений удельных рас-
ходов по отдельным видам продукции приводятся в справочных мате-
риалах.
23
б) При наличии данных об удельных плотностях максимальной
нагрузки на квадратный метр площади цеха руд и заданной величине
этой площади F:
ЛдЗудГ; (2.8)
Расчетные удельные нагрузки руд зависят от рода производства и
выявляются по статистическим данным. Этот метод применяется для
определения расчетной нагрузки для производств с относительно рав-
номерно распределенной по производственной площади нагрузкой
(механические и механосборочные цехи, осветительные установки).
Для осветительных нагрузокруд.о“8.-.25 Вт/м2, а для силовых нагрузок
Руд.о обычно не превышают 0,3 кВт/м2.
2. По коэффициенту спроса А(..
Определение расчетной нагрузки по коэффициенту спроса при-
меняется при отсутствии данных о количестве ЭП и их мощности, об
удельном потреблении электроэнергии на единицу продукции или
удельной плотности нагрузок на 1 м2 площади цеха. В соответствии с
методом коэффициента спроса допускается определять нагрузку л —
ного подразделения в целом по средним величинам коэффициента
спроса:
Л=л;ярномя. (2.9)
Значения коэффициента спроса зависят от технологии производ-
ства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках [12, 17].
3. По коэффициенту расчетной активной мощности К$,
Определение расчетной нагрузки по коэффициенту расчетной
активной мощности применяется при наличии данных о количестве ЭП
их мощности и режиме работы для определения нагрузки на всех сту-
пенях распределительных и питающих сетей (включая трансформато-
ры и преобразователи).
2.3. Определение силовых расчетных нагрузок
низкого напряжения по коэффициенту спроса
В соответствии с методом коэффициента спроса [17, 15] допус-
кается (на стадии проектного задания и при других ориентировочных
расчетах) определять силовую расчетную (максимальную) активную
нагрузку потребителей до 1 кВ в целом по средним величинам коэф-
фициента спроса Л^.си нагрузок л —го подразделения:
Рся~ Ксп Т’номНл, (2.10)
где РномНл — номинальная (установленная) активная мощность
потребителей до 1 кВ л —го подразделения предприятия.
24
Реактивная мощность силовой нагрузки до 1 кВ определяется
при коэффициенте реактивной мощности нагрузки п -ого подразделе-
ния tgfpHn-
Qcn~' РномНЯ tg<pHn- (2.1 1)
Полная расчетная мощность силовой нагрузки до 1 кВ и —го
подразделения:
5„ = л/Рп2 + 0п2. (2.12)
2.3. Пример расчета силовых электрических
нагрузок до 1 кВ подразделений Мясокомбината
Исходными данными для примера расчета силовых электриче-
ских нагрузок до 1 кВ подразделений предприятия является ведомость
номинальных (установленных) электрических нагрузок Мясокомбина-
та (табл. 1.3).
В соответствии с методом коэффициента спроса расчетные
мощности силовых электрических нагрузок до 1 кВ подразделений оп-
ределяются по (2.10), (2.11) и (2.12).
Значения коэффициентов спроса и реактивной мощности под-
разделения определены по [15, 17].
Приведем пример расчета для подразделения №1:
РНОмС1 = 2800 кВт; примем: Ка = 0,5 и cosipi = 0,7; tgcpi = 1,02;
Л = &гЛ<жС1 = 0,5><'2800 = 1400 кВт;
01 -A'tgipi = 1400*-1,02 = 1428 квар;
51 = д/Р/ + 012 = у/14002 + 14282 = 2000 кВА.
Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты
расчёта приведены в табл.2.6.
Суммарная номинальная мощность силовых потребителей
ЕРномСл = 13407 кВт.
Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности
силовой нагрузки предприятия на напряжении до 1 кВ:
Рс =£ Рс»= 6682 кВт; Qc =LQc» = 7209 квар;
5с = л/Рс2 + Qc = у/66822 + 72092 = 9829 кВА.
25
Таблица 2.2.
Расчет силовых электрических нагрузок
до 1 кВ подразделений предприятия
Л Наименование подразделения РномСлт кВт f Ч Ро, кВт бваз кВА
1 Колбасный завод 2800 0,50 0,70 1,02 1400 1428 2000
2 Гофтара 350 0,60 0,70 1,02 210 214 300
3 Холодильник №1 417 0,60 0,75 0,88 250 221 334
4 Завод первичной переработки 1890 0,50 0,65 1,17 945 1105 1454
5 Лайвстак 100 0,80 0,90 0,48 80 39 89
6 Завод технических фабрикатов 990 0,45 0,60 1,33 446 594 743
7 Завод сыворотки 380 0,55 0,65 1,17 209 244 322
8 ЦХВУ 2860 0,45 0,70 1,02 1287 1313 1839
9 Конденсатная 370 0,40 0,50 1,73 148 256 296
10 Институт 500 0,60 0,70 1,02 300 306 429
И Машиносчетная станция 240 0,60 0,70 1,02 144 147 206
12 Заводоуправление 50 0,80 0,90 0,48 40 19 44
13 Холодильник №2 520 0,60 0,75 0,88 312 275 416
14 Ремонтно-механический цех 450 0,50 0,75 0,88 225 198 300
15 Теппоцех 1200 0,45 0,60 1,33 540 720 900
16 Ремонтно-строитель ные бригады 190 0,40 0,75 0,88 76 67 101
17 Прачечная 100 0,70 0,75 0,88 70 62 93
Итого 13407 6682 7209 9829
2.4. Определение расчетных нагрузок освещения
Номинальная активная мощность осветительных приемников
подразделения определяется по удельной нагрузке и площади подраз-
деления
РномОи — Руд.Оп Рп~ (2.13)
где Руд.ол - удельная нагрузка осветительных приемников (ламп) я-ного
подразделения (табл. 2.3); Fn — площадь пола, определяемая по генпла-
26
ну. Активная расчетная нагрузка осветительных приемников подразде-
ления определяется по номинальной мощности и коэффициенту спроса
А'с.оя осветительной нагрузки (табл. 2.4) [3]:
Роп ~ ^ч:.Оя^номОл, (2-14)
Активная расчетная нагрузка осветительных приемников всех
цехов:
Pox=SPoH. (2.15)
Активная расчетная нагрузка осветительных приемников терри-
тории предприятия определяется по удельной нагрузке руд.о.т и коэф-
фициенту спроса Хс.о.т [13]:
Ро.Т= А'с.О.ТРуд.О.Т^'т, (2-16)
где FT — площадь территории, не занятая подразделениями, оп-
ределяемая по генплану.
Активная расчетная нагрузка осветительных приемников пред-
приятия:
Алт ~ Ро+ Рол- (2-17)
Таблица 2.3.
Значения удельной мощности электрического
освещения при использовании люминесцентных ламп
Объект или цех Руд, псв1 Вт / М
Механические или механосборочные 9-11
Термические 8-9
Кузнечно-прессовые 10-12
Дере вообрабатывающие 13-14
Литейные 10-11
Насосные и компрессорные 8-9
Главные материальные склады 7
Котельные 8-9
Склады 5-6
Бытовые помещения 12
Заводоуправление 15
Территория 0,12
Примечание. При применении ламп накаливания в механических и сборочных
цехах удельная мощность может быть увеличена на 60-75 %.
27
Таблица 2.4
Коэффициенты спроса осветительных нагрузок
Характеристика помещения ^Е.Оп
Мелкие производственные здания и торговые помещения 1
Производственные здания, состоящие из отдельных крупных пролетов 0,95
Производственные здания, состоящие из ряда отдельных помещений 0,85
Административные здания, предприятия общественного питания 0,9
Лечебные заведения и учебные учреждения, конторско- бытовые здания 0,8
Складские здания, электрические подстанции 0,6
Территория предприятия, не занятая подразделениями 0,5
Аварийное освещение 1,0
Реактивная мощность нагрузки освещения определяется при ко-
эффициенте реактивной мощности нагрузки л —го подразделения tg<po«-
Qo»~‘ fQ.On Кгл РномНл tg<po«- (2-18)
Газоразрядные лампы на предприятии используются как основ-
ные источники света (составляют примерно А)л =0,75 от общей мощ-
ности осветительной нагрузки), для них реактивная мощность опреде-
ляется при коэффициенте реактивной мощности tg<prj] =0,33. Коэффи-
циент реактивной мощности для ламп накаливания tg<pji.H=O.
2.5. Пример расчета нагрузок освещения
подразделений Мясокомбината
Исходными данными для выполнения расчета являются Генплан
Мясокомбината (рис. 2.1) с расположением подразделений и указанием
размеров, а также вид подразделений.
Площади полов подразделений определяются по генеральному
плану, представленному на рис. 2.1.
Приведем пример расчета для подразделения № 1:
Fi = 10393 м2; примем: К^си = 0,95 и рудО1 = 9 Вт/м2;
PHOMoi =РУдогЛ =9-10393 = 94 кВт;
Pol “ Ксог Phomoi “ 0,95- = 89 кВт;
0о1 = 0,75-Portgcpo = 0,75-89-0,33 = 22 квар;
28
Soi = ^oiz + Qoiz = л/892 + 222 = 92 кВА.
Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты
расчётов приведены в табл. 2.5 .
Суммарная номинальная мощность осветительных приемников
£Рол = 396 кВт.
Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности
осветительной нагрузки подразделений Мясокомбината:
£РОл = 336 кВт; £go„ =83 квар;
Z5OH = ^ZP0,/ + ZOo/ = a/3362 + 832 = 346 кВА.
Расчетная мощность осветительной нагрузки территории Мясо-
комбината определяется аналогично осветительным нагрузкам подраз-
делений.
Ро.т= ^с.о.тРуд.о.тР’т= 0,5-0,12-84341 - 5 кВт,
где А'со.т = 0,5 и рудо.т = 0,12 Вт/м2 (табл. 2.3 и 2.4);
Ftt — площадь пола, определяемая по генплану.
Рт = Рпп-Р'пп= 127022-42681 = 84341 м2;
Р’пп — 127022 м2 - общая площадь территории Мясокомбината,
Рпп = 42681 м2 - общая площадь подразделений Мясокомбината.
0о.т = 0,75-Po.T‘tg<po= 0,75-5-0,33 = 1 квар;
Sot = <Р ой2 + Q о(т)2 = л/ 52 + 12 = 5,1 кВА.
Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности
осветительной нагрузки Мясокомбината:
Роу= £Рол + Ро.т ~ 336 + 5 = 341 кВт;
Soy ~YQob + So t - 83 + 1 = 84 квар;
Soy = л/Pqv2 + Soy2 = д/3412 + 842 - 351 кВА.
Таблица 2.5
Расчет осветительной электрической
нагрузки подразделений Мясокомбината
п Наименование подразделения £ 3 П[ а. кВт 3 Рол, кВт Оо„, квар %,, кВА
1 Колбасный завод 10394 9 94 0,95 89 22 92
2 Гофтара 937 9 8 0,95 8 2 8
3 Холодильник №1 6390 6 38 0,6 23 6 24
4 Завод первичной переработки 2130 9 19 0,95 18 5 19
29
5 Лайвстак 2023 6 12 0,8 10 2 10
6 Завод технических фабрика- тов 1597 9 14 0,95 14 3 14
7 Завод сыворотки 1534 9 14 0,85 12 3 12
8 ЦХВУ 1171 9 11 0,95 10 2 10
9 Конденсатная 682 9 6 0,85 5 1 5
10 Институт 4686 15 70 0,8 56 14 58
И Машиносчетная станция 1384 15 21 0,8 17 4 17
12 Заводоуправление 1491 15 22 0,9 20 5 21
13 Холодильник №2 2875 6 17 0,6 10 3 11
14 Ремонтно-механический цех 2875 9 26 0,85 22 5 23
15 Теплоцех 575 9 5 0,95 5 1 5
16 Ремонтно-строител ьные бригады 1491 9 13 1 13 3 14
17 Прачечная 447 9 4 1 4 1 4
Итого 42682 396 336 83 346
2.6. Пример расчета активных, реактивных
и полных мощностей потребителей
до 1 кВ подразделений Мясокомбината
Суммарные расчетные активная, реактивная и полная мощности
электрических нагрузок до 1 кВ подразделений предприятия опреде-
ляются по [3, 6]. Результаты расчёта приведены в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Расчет суммарных электрических нагрузок
до 1 кВ подразделений предприятия
п Наименование подразделения Рсл. кВт Рои, кВт Рня, кВт Сел, квар Qon. квар QHn, квар 5Ня, кВА
1 Колбасный завод 1400 89 1489 1428 22 1450 2078
2 Гофтара 210 8 218 214 2 216 307
3 Холодильник №1 250 23 273 221 6 227 355
30
4 Завод первичной переработки 945 18 963 1105 5 1110 1469
5 Лайвстак 80 10 90 39 2 41 99
6 Завод технических фабрикатов 446 14 460 594 3 597 753
7 Завод сыворотки 209 12 221 244 3 247 331
8 ЦХВУ 1287 10 1297 1313 2 1315 1847
9 Конденсатная 148 5 153 256 1 257 300
10 Институт 300 56 356 306 14 320 479
11 Машиносчетная станция 144 17 161 147 4 151 220
12 Заводоуправление 40 20 60 19 5 24 65
13 Холодильник №2 312 10 322 275 3 278 425
14 Ремонтно-механический цех 225 22 247 198 5 203 320
15 Теплоцех 540 5 545 720 1 721 904
16 Ремонтно-строительные бригады 76 13 89 67 3 70 114
17 Прачечная 70 4 74 62 1 63 97
Итого 7018 7292 10121
2.7. Суммарная расчётная электрическая
нагрузка потребителей до 1 кВ Мясокомбината
Расчетные активная, реактивная и полная мощности промыш-
ленного предприятия Рн, Он, 5н> отнесенные к шинам вторичного на-
пряжения цеховых ТП, определяются по расчетным активным и реак-
тивным нагрузкам цехов (как силовым Рсп, Qcn , так и осветительным
Pon, Qon) и нагрузки освещения территории предприятия Ро т, <2от:
Рн=Е(РСн + Роя) + Рот = ^Ря +Ро.т (2.19)
0Н=Ц0Сл+ Qon) + 0О.Т - ZQn + 0О.Т (2.20)
Sh^(Ph)2+(Oh)Z • (2.21)
Коэффициент реактивной мощности суммарной нагрузки потре-
бителей предприятия на низком напряжении до компенсации (естест-
венный):
tg(pH=^. (2.22)
31
2.8. Пример расчёта суммарной электрической
нагрузки потребителей до 1 кВ Мясокомбината
Рн = 7018+ 5 = 7023 кВт;
Он= 7292 + 1 = 7293 квар;
5Н= <70232 + 72932 = 10125 кВА;
f 7293 1 па
ts<f>H=7023 = 1,04
2.9. Расчётная электрическая нагрузка
предприятия потребителей выше 1 кВ
Расчетная нагрузка ЭП напряжением выше 1 кВ (высокого на-
пряжения ВН), т. е. активная нагрузка синхронного двигателя (СД),
асинхронного двигателя (АД) и печного трансформатора (ПТ), а также
реактивная нагрузка АД и ПТ, подключенных к распределительной
подстанции напряжением 6—10 кВ, принимается равной средней мощ-
ности. Тогда расчетная нагрузка (активная Рув и реактивная (Ав) груп-
пы из G силовых приемников цеха определяется из соотношений
G
^HgPHOMgJ (2.23)
1
G
0в“ ^wgPHOMg tg<Pg, (2-24)
1
где pHoMg — активная установленная (номинальная) мощность g-ro ЭП
высшего напряжения, принимаемая по исходным данным; tg(pg соот-
ветствует характерному для приемников данной группы средневзве-
шенному значению коэффициента мощности; кИё—коэффициент ис-
пользования g-ro ЭП напряжением выше 1 кВ. При определении ак-
тивной нагрузки Рв учитываются все электроприемники (СД, АД, ПТ),
при определении реактивной нагрузки Qb учитываются только элек-
троприемники, потребляющие реактивную мощность (АД и ПТ). Син-
хронные двигатели в большинстве случаев работают с перевозбужде-
нием и используются как источники реактивной мощности, следова-
тельно, реактивные мощности СД не входят в (2.24).
32
2.10. Пример расчёта суммарной электрической
нагрузки потребителей выше 1 кВ Мясокомбината
В состав ЭП ЦХВУ (цех №8 Мясокомбината) входят четыре АД
с номинальной мощностью рНОмдд — 750 кВт каждый, А'идд = 0,6 и
СО8фдд=0,8, tg(pAfl = O,75.
Суммарная номинальная мощность высоковольтной нагрузки
zXomb = 4 750= 3000 кВт.
Расчетные активные, реактивные и полные мощности высоко-
вольтных АД цеха № 8:
Рв “2 4,адРнОмад = 4 0,6-750 = 1800 кВт;
0в = 2 ^иАдРномад tgtpAfl = 4 0,6-750 0,75 = 1350 квар;
Sb = л/Рв2 + ев2 = <18002 + 13502 = 2250 кВА.
2.11. Расчётная электрическая нагрузка предприятия
Расчетные полная, активная и реактивная мощности промыш-
ленного предприятия Sn, Рп, On, отнесенные к шинам вторичного на-
пряжения главной понизительной подстанции (ГПП), определяются по
расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов (как силовым— до
и выше 1 кВ — Рс, Рв, Qc, Qb, так и осветительным — Pq, Qo) с учетом
потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых
сетях напряжением до 1 кВ (АР, AQ) и коэффициента одновременности
максимумов силовой нагрузки Koj&:
Рп=(Рс+Рв)Хо.нб+ Ро+АР; (2.25)
gn-(gc+gB) + gO+Ag; (2.26)
S^Pn+Qn • (2.27)
На данном этапе расчета суммарные потери активной и реактив-
ной мощности в трансформаторах ТП и в сетях до 1 кВ приближенно
принимаются равными соответственно 3 и 10% от полной мощности
низковольтной нагрузки $н:
AP=0,03'SH; Д0=О,1'$н- (2.28)
Потери активной и реактивной мощности в кабелях напряжени-
ем 10 кВ в предварительных расчетах не учитываются вследствие их
малой значимости.
Значения коэффициента одновременности максимумов для шин
ГПП Хо.нб принимается по справочным данным (табл. 2.7) в зависимо-
сти от величины средневзвешенного коэффициента использования
всей группы потребителей, подключенных к шинам ИП.
33
Таблица 2.7
Значения коэффициентов одновременности Кр.нб на шинах 10 кВ ИП
Коэффициенты одновременности
При Ки±< 0,3 0,3 <A-,v<0.5 При A/v>(),5
0,75 0,8 0,85
Коэффициент реактивной мощности нагрузки предприятия до
компенсации (естественный):
tgtpn^. (2.29)
2.12. Пример расчёта электрической нагрузки
системы электроснабжения Мясокомбината
Суммарные потери активной и реактивной мощности в транс-
форматорах ТП и в сетях до 1 кВ
ЛР = 0,03-10125 = 304 кВт; Л0 = 0,1-10125 = 1013 квар.
Суммарная номинальная мощность всех электропотребителей
Мясо комбината
ЕЛюмп = ЕЛюмСл + Е^номОи +ЕЛюмв = 13407 +396+3000 = 16803 кВт.
Коэффициент использования суммарной нагрузки предприятия
К^~Рп! ЕРнонп =9127/16803=0,55.
Тогда коэффициент одновременности максимумов (табл. 2.7)
^^6=0,95.
Расчетные активная, реактивная и полная мощности потребите-
лей Мясокомбината, отнесенные к шинам вторичного напряжения ТПП
Т’п “ (РС+РВ) Ко.нб+ Ро+№ -
= (6682 + 1800) 0,95 + 341 + 304 = 8703 кВт;
Qn - Qc+Qb + Qo+&Q -
= 7209 + 1350 + 84 + 1013 = 9228 квар;
Sn = у}Рп +Qn = "787032 + 92282 = 12685 кВА.
Коэффициент реактивной мощности суммарной нагрузки Мясо-
комбината:
Р„ 9228 1П,
tgtpn рп 87ОЗ 1,06.
34
3. СИСТЕМА ВНЕШНЕГО
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ
3.1. Главные источники питания
в СЭСПП от энергосистемы
Основными источниками питания (ИП) должны служить элек-
тростанции и сети районных энергосистем [3, 11]. Число ступеней
промежуточной трансформации должно быть минимально. При отсут-
ствии специальных требований к надежности питания и при компакт-
ном расположении нагрузок следует применять, как правило, схемы
питания с одним приемным пунктом электроэнергии.
Предприятия условно подразделяются на большие - с установ-
ленной суммарной мощностью ЭП 60-100 МВт и более; средние - с
установленной мощностью от 5 до 60 МВт и малые - с установленной
мощностью до 5 МВт. В данном пособии рассматривается электро-
снабжение предприятий мощностью до 60 МВт.
Главная понизительная подстанция (ГПП) осуществляет прием
электроэнергии из энергосистемы на напряжениях 35 - 110 кВ, ее
трансформацию и распределение на напряжениях 10 кВ. На ГПП уста-
навливаются, как правило, понижающие трансформаторы мощностью
от 4 до 80 MBA.
Электроснабжение предприятий с незначительной электриче-
ской нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы
10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены:
• центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распре-
делительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт;
• распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при
нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт.
В данном пособии рассматривается схема питания от одной ЦРП
или ГПП.
При выборе числа и мощности трансформаторов главной пони-
зительной подстанции промышленного предприятия следует учиты-
вать следующие положения [12]:
• Число трансформаторов принимается, как правило, не более
двух.
• Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при от-
ключении любого из них оставшийся в работе обеспечил с учетом до-
пустимых перегрузок трансформаторов питание ЭП, необходимых для
продолжения работы производства.
35
• На подстанции рекомендуется устанавливать трансформаторы
одинаковой мощности.
Применение двух систем шин допускается только на крупных
подстанциях с большим количеством присоединений и наличием свя-
зей и транзитных линий.
3.2. Размещение источника питания СЭСПП
ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороны
подвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют
условия загрязнения изоляции [11, 12].
Распределительные подстанции (ГРП) следует, как правило,
размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом,
чтобы не было обратных перетоков энергии.
Намеченное место расположения уточняется по условиям пла-
нировки предприятия, ориентировочных габаритов и типа (отдельно
стоящая, пристроенная, внутренняя, закрытая, комплектная). Габариты
Г1П1 и ГРП с различными схемами приведены в [3].
Масляные трансформаторы на ГПП в большинстве случаев уста-
навливаются открыто, а РУ-10 кВ — внутри помещения подразделения
или может быть пристроено к стене здания, а также выполнено КРУН.
3.3. Выбор номинального напряжения
сети питания от энергосистемы до СЭСПП
При выборе экономически целесообразного номинального на-
пряжения участка сети необходимо ориентироваться на экономически
целесообразные диапазоны передаваемых мощностей по одной цепи
линии, средние длины линий и среднюю дальность электропередачи
для различных классов номинальных напряжения.
В табл. 3.1 приведены значения номинальных напряжений
САюм.енет в зависимости от передаваемой мощности Р и дальности пе-
редачи L, которые рекомендуется применять при предварительном
расчете [16].
Таблица 3.1
Р, мВт 5-20 15-60 150-300
L, км 5-20 50-100 150-300
35 110 220
36
3.4. Пример выбора номинального напряжения
сети внешнего электроснабжения Мясокомбината
Промышленное предприятие получает питание от одной главной
понижающей подстанции (ГПП), связанной с электроэнергетической
системой двухцепной воздушной линией.
Активная мощность, передаваемая по одной цепи питающей ли-
нии:
Plnj] = 0,5'Рп = 0,5’8703 = 4351,5 кВт = 4,35 МВт. (3.1)
Расстояние от подстанции электроэнергетической системы до
Мясокомбината: L — 11,5 км.
На основании этих данных согласно [16] выбираем номинальное
напряжение сети внешнего электроснабжения С/НОм.сист ~ 35 кВ.
3.5. Расчётная электрическая нагрузка
трансформаторов ГПП
Расчётная электрическая нагрузка трансформаторов ГПП опре-
деляется суммарной активной нагрузкой предприятия и нормирован-
ным значением реактивной нагрузки на стороне вторичного напряже-
ния ГПП.
Предельные значения коэффициента реактивной мощности [3],
потребляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети
определяются при присоединении потребителя к энергосистеме при
напряжении 6-20 кВ tg(pCHCT =0,4 (см. §6.1).
Таким образом, расчетная полная нагрузка источника питания
(ИП):
Snn=W + Oc2 = Ml+tg<pCHCT2 = Рп Vi+ОЛ5 = 1,077 Рп, (3.2)
где Qc — нормируемое значение реактивной мощности, посту-
пающей от энергосистемы в период максимума нагрузки:
Qc = Рп 18фСист= Рп 0,4. (3.3)
Пример расчета электрической нагрузки трансформаторов ГШ1
Мясо комбината:
Рип = Рп = 8703 кВт;
$ип= 1,077-8703 = 9373 кВА;
Qc =8703-0,4 = 3481квар.
37
3.6. Пример выбора трансформаторов ГПП
Мясокомбината
На промышленном предприятии есть потребители I категории по
надежности электроснабжения, следовательно, на ГПП будет установ-
лено два понижающих трансформатора. Трансформаторы выбираются
одинаковой мощности так, чтобы при отключении любого из них ос-
тавшийся в работе трансформатор обеспечил питание промышленного
предприятия с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном ре-
жиме.
Коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов ГПП в
послеаварийном режиме работы принимается Кш = 1,4. Тогда расчет-
ная мощность трансформатора:
с _ ^ип _ 9373 _
^т.расч |4 6695 кВА, (ЗА)
Номинальная мощность трансформаторов Ат.гпп должна быть не
меньше расчетной: 5ном.т.гпп >5т.расч.
Выбираем двухобмоточные трансформаторы ТМН-10000/35, ка-
таложные данные которых приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2.
Каталожные данные трансформатора ТМН-10000/35
Тип трансформатора Напряжение КЗ wK,% Потери активной мощности Ток XX А, %
КЗ АРК, кВт XX АРХ, кВт
ТМН-10000/35 7,5 65 14,5 0,8
3.7. Потери мощности в трансформаторе ГПП
Потери полной мощности в трансформаторе:
А^Т.гпп — АРт.гпп A jA(3prnn.
Модуль потерь мощности в одном трансформаторе:
I 2^
А5т.гпп=^/А^Тгпп+А0 Тгпп (3.5)
Потери активной мощности в трансформаторе:
АРТ,ПП = AP.+AP^Kj; (3.6)
А, , — фактический коэффициент загрузки трансформатора ГПП:
^т-2/ИП------ (37)
^ном.т.ГПП
38
АРХ. ЛРКЗ — потери активной мощности холостого хода и корот-
кого замыкания трансформатора.
Потери реактивной мощности в трансформаторе:
Л<2т.гпп “ Show.Т.гпп ‘(дда+700 (3.8)
/х — ток холостого хода в процентах от номинального тока
трансформатора; «кз — напряжение КЗ в процентах от номинального
напряжения.
3.8. Пример расчета потерь мощности
в трансформаторе ГПП Мясокомбината
Коэффициент загрузки трансформатора ГПП в максимум на-
грузки:
Потери активной и реактивной мощностей в каждом трансфор-
маторе ГПП в максимум нагрузки:
АРтгпп = 14,5 + 65-0,472= 29 кВт; (3.9)
<0,8 7,5 эА
Абтгпп =Ю000[д^+ToO‘0,47 j = 245 квар. (3.10)
3.9. Расчётная электрическая нагрузка питающих
линий электропередачи (ЛЭП) энергосистемы
Полная мощность расчетной нагрузки линии энергосистемы,
питающей трансформаторы ГПП:
ЗлэггЗип+г-Дй.™. (3.11)
Модуль полной мощности расчетной нагрузки линии энергосис-
темы, питающей ГПП:
$лэп = ^(РП+ 2-ЛРтТпп)2 + (Ос+ 2-АОтТпп)2 (3.12)
Ток в одной цепи ЛЭП на пятый год ее эксплуатации в нормаль-
ном эксплуатационном режиме [16]:
Л1ЭП- ЛЛЭП —, (3.13)
у-э ^номЛЭП
где Иц — число цепей ЛЭП.
Расчетная токовая нагрузка линии:
/рЛЭГГ^ЛЭП'ССГОт, (ЗЛ4)
где а, — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по го-
дам эксплуатации линии; 'От — учитывает число часов использования
максимальной нагрузки ВЛ. Для линий ПО кВ Of-=1,05; *0^= 1,0.
39
3.10. Пример выбора сечения проводов
питающей воздушной линии
Полная мощность, протекающая по питающей воздушной линии
в нормальном режиме работы:
5лэп“ ^/(8703 + 2-29)2 + (3481 + 2-245)2 = 9619 кВА. (3.15)
Ток, протекающий по каждой цепи питающей воздушной линии
в нормальном режиме работы:
5лэп 9619
ЛЛЭП- ГТ у V ^ном = г- . - 79,34 А. (3.16) л/3-2-35 v 7
Примем, что рассчитанный ток /дэп соответствует своему значе-
нию на пятый год эксплуатации линии (Лг1эп<5) = /лэп)-
Расчетный ток одной цепи питающей воздушной линии, по ко-
торому определяется сечение ее проводов:
/расч = /лэп(5)-а( = 79,34-1,05 = 83,31 А. (3.17)
Промышленное предприятие имеет двухсменный режим работы
с длительностью смен 8 ч. Годовое число часов использования макси-
мальной нагрузки промышленного предприятия: = 3600 ч (табл.
2.1).
Экономическая плотность тока для неизолированных алюминие-
вых проводов при Гнб = 3600 ч:узк = 0,9 А/мм2'[10].
Экономически целесообразное сечение проводов питающей воз-
душной линии:
/меч 83,31 7
F* = = 92,56 мм . (3.18)
уэк
Экономически целесообразное стандартное сечение проводов
питающей воздушной линии Г’лэп —95 мм2.
Проверка выбранного сечения проводов по условиям техниче-
ских ограничений:
1. Ограничение по механической прочности:
Промышленное предприятие располагается в Московской облас-
ти: среднеянварская температура Гянв = — 10,2 °C, ветровой район I,
район по гололеду I.
Минимально допустимое сечение сталеалюминиевых проводов
для воздушной линии, сооружаемой на двухцепных опорах, по услови-
ям механической прочности: Fusx — 120/19.
Следовательно, выбранное по экономической целесообразности
сечение проводов питающей воздушной линии не проходит проверку
по условиям механической прочности. Примем сечение проводов рав-
ным минимально допустимому значению по условиям механической
прочности: Г’лэп “ FMex = 120/19 мм2'.
40
2. Ограничение по потерям на корону и уровню радиопомех:
Воздушные линии с номинальным напряжением до 35 кВ на
данное ограничение не проверяются.
3. Ограничение по длительно допустимому нагреву:
Воздушные линии с номинальным напряжением до 220 кВ, со-
оружаемые на двухцепных опорах, на данное ограничение не проверя-
ются.
4. Ограничение по потерям напряжения:
Воздушные линии с номинальным напряжением до 35 кВ на
данное ограничение не проверяются.
5. Ограничение по термической стойкости к токам короткого за-
мыкания:
Воздушные линии с номинальным напряжением выше 1 кВ на
данное ограничение не проверяются.
Следовательно, выбираем сечение проводов питающей воздуш-
ной линии: Т^лэп = 120/19 мм2. Погонные сопротивления для воздуш-
ной линии номинального напряжения 35 кВ с проводами выбранного
сечения: активное гц = 0,244 Ом/км, реактивное xq = 0,414 Ом/км.
41
4. ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
НА ШИНАХ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ ГПП
4.1. Токи трехфазного КЗ от энергосистемы
на шинах вторичного напряжения выше 1 кВ
главной понижающей подстанции (ГПП)
Расчетная точка трехфазного КЗ на стороне вторичного напря-
жения (6... 10 кВ) — на шинах вторичного напряжения Сгпп ГПП.
Цепь КЗ: энергосистема — линия электропередачи от энергосис-
темы до трансформатора ГПП — трансформатор ГПП.
Исходные данные: мощность энергосистемы 5сиет ; реактивное
сопротивление энергосистемы, отнесенное к ее мощности xC(HOMj; ба-
зисное напряжение: Us = t/mn.
Сопротивления цепи КЗ.
Реактивное сопротивление энергосистемы, приведенное к базис-
ному напряжению:
Тс(ном)* Цср.ном. ( Us А" ,. .,
-Усжт= —£—-----------‘ 7)----- • (4.1)
^сист х^ср.номУ
Реактивное и активное сопротивления одной цепи питающей
воздушной линии, приведенные к базисному напряжению:
Реактивное и активное сопротивления трансформатора ГПП,
приведенные к базисному напряжению:
U U 2
ср. ном.
к’ЦсО.НОМ.
юо SHOM.T.
ном.т
Сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой:
где Кр=3,5 — коэффициент расщепления.
Суммарное сопротивление цепи трансформатора при КЗ на ши-
нах вторичного напряжения ГПП:
Угг1(нт2). (4.5)
Эквивалентные результирующие сопротивления цепи при КЗ на
шинах вторичного напряжения ГПП:
Ээкв — -^сист + Эдэп -Гт.ТПП, Кзкв — 7?ЛЭП ^т.ГПП ; (4.6)
42
Токи трехфазного КЗ от энергосистемы на шинах вторичного
напряжения ГПП
Действующее значение периодической составляющей тока:
г (3) _ —
*п.сист ГГ „ * V*- f}
\ ^*^экв
Значение ударного тока трехфазного КЗ от энергосистемы:
^уд.сист — л/З'Куд’/п.сист , (48)
где Кт - ударный коэффициент:
Куд = 1 + е°’01/Га; (4.9)
постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ:
<41°)
ЛЭКВ W
где Хкв, 7?экв — эквивалентные индуктивное и активное сопротивления
цепи при КЗ на шинах вторичного напряжения ГПП; со — угловая ско-
рость вращения электромагнитного поля: со = 2-тг/= 2 3,14 50 = 314.
4.2. Токи трехфазного КЗ в сетях и установках
напряжением выше 1 кВ с учетом электродвигателей
4.2.1. Общие указания
В системах электроснабжения на напряжениях 6-10 кВ имеются
синхронные и асинхронные двигатели с номинальными напряжениями
6-10 кВ. Это двигатели насосных и компрессорных станций, двигатели —
генераторы и др. При расчете токов КЗ токи подпитки от двигателей от
двигателей могут быть значительными. Двигатели, подключенные в не-
посредственной близости от места КЗ, являются источниками питания
тока КЗ [3, 17]. Это преобразование двигателей в генераторы происхо-
дит, во-первых, вследствие уменьшения напряжения в месте КЗ и на за-
жимах двигателей, во-вторых, вследствие сохранения инерции вращения
ротора в первые периоды существования режима КЗ.
При расчете токов КЗ в сетях и установках напряжением выше 1
кВ следует, как правило, учитывать те из них, которые связаны с ме-
стом КЗ непосредственно, или через кабельные линии, или через ли-
нейные реакторы, или через один двухобмоточный трансформатор.
4.2.2. Токи КЗ от синхронных двигателей
на напряжении выше 1 кВ
Для синхронного двигателя (СД) принимаются средние значения
сверхпереходной ЭДС Е" = 1,1 и сверхпереходного индуктивного со-
43
противления х",у*=0,2,отн.ед. Суммарная мощность л двигателей, при-
соединенных к точке КЗ:
п 1 ном
ОДд — И ,
СОЗф
где Рном, costp — номинальные данные СД.
Сопротивление СД:
(4.Н)
_ -лг (Берном)
•Л л дГ* «
Начальное действующее значение периодической составляющей
тока КЗ синхронного двигателя, когда за базисные величины приняты
номинальный ток и напряжение СД:
. _ Е" 7ном.сд
Jnfl хп
С учетом внешнего сопротивления хвн*, через которое электро-
двигатель присоединен к сборным шинам подстанции
г _ Е /ном.СД
— vrr । ..
X т
(4.12)
(4-13)
(4-14)
4.2.3. Токи КЗ от асинхронных двигателей
на напряжении выше 1 кВ
Начальное действующее значение периодической составляющей
тока КЗ асинхронного двигателя (АД), когда за базисные величины
приняты номинальный ток 7ном.дд и напряжение АД:
СИ т
7П.Д=^™. (<15)
С учетом внешнего сопротивления хвн*, через которое электро-
двигатель присоединен к сборным шинам подстанции:
Г?" 7
г _ 7 ном. АД ,. ,
Л1.Д.К - х," + хвн. ’ (41о)
где Е” сверхпереходная ЭДС асинхронного двигателя. В приближен-
ных расчетах при отсутствии исходных данных можно принимать
Е' — 0,9; х»" — сверхпереходное индуктивное сопротивление АД, которое
определяется по кратности пускового тока: х»" = 7ном.ад ! при
пуске от полного напряжения; 7НОМ дд — номинальный ток АД.
Внешнее сопротивление можно не учитывать
прихвн* < (0,1...0,2)х*".
44
4.2.4. Ударный ток КЗ, генерируемого синхронными
и асинхронными двигателями выше 1 кВ
Ударный ток трехфазного КЗ от синхронного и асинхронного
эл ектро двигателя:
1у.д = ^у.длД 2п.д, где ку,л = 1 + е^,Та = 1 + е“°’°1/Га. (4.17)
Если внешнее сопротивление не учитывается, то значения куя
для АД берутся из табл. 4.1, а для СД — по табл. 4.2.
Таблица 4.1
Значения ударных коэффициентов АД при КЗ на их выводах
Параметр Для АД серий
А АО ДАЗО ATM ВДДДВДА ДАМ СО
1,56 1,49 1,50 1,67 1,66 1,55
Таблица 4.2
Значения ударных коэффициентов СД при КЗ на их выводах
Тип СД Номинальная мощность синхронного двигателя, МВт
1 2 4 6 8 10 12
СДН, ВДС, СТД 1,82 1,84 1,87 1,89 1,9 1,91 1,91
стм 1,83 1,87 1,91 1,92 1,925 1,93 1,94
4.3. Суммарные токи трехфазного КЗ
на шинах вторичного напряжения выше 1 кВ
Периодическая и апериодическая составляющие в точке КЗ оп-
ределяются суммированием периодических и апериодических состав-
ляющих токов всех источников радиальной схемы — двигателей и сис-
темы, то есть периодическая составляющая в точке КЗ в любой момент
времени:
Л(3) =/п.сист(3)+Пп.да. (4.18)
Ударный ток в точке КЗ вычисляется суммированием ударных
токов системы и двигателей:
iys'3) =гу.еИСт(3’+£/у.д = ф. £у.снст (Л1.еиет<3)) + ^ку,д,Г^2 2п.д./. (4.19)
4.4. Пример расчетов токов КЗ
на шинах 10 кВ ГПП Мясокомбината
4.4.1. Ток КЗ от энергосистемы
Мощность энергосистемы: 5СИСТ = 800 MBA. Реактивное сопро-
тивление энергосистемы на стороне 35 кВ, отнесенное к ее мощности:
45
хс(ном) “ 0,5. Для расчета токов КЗ примем базисное напряже-
ние:17б=1О,5 кВ.
Реактивное сопротивление энергосистемы, приведенное к базис-
ному напряжению:
Лист = O?58qq5 = 0,0689 Ом.
Сопротивления одной цепи питающей воздушной линии, приве-
денные к базисному напряжению:
Хлэп =0,414-11,5() =0,3834 Ом; ЛЛэп =0,244-11,5() =0,226 Ом.
Сопротивления трансформатора ГПП, приведенные к базисному
напряжению:
7,5 10,52 65-10’3 ,
Х.гпп — юо" 1Q — 0,8269 Ом; 7?т.гпп— -10,5 — 0,0717 Ом.
Эквивалентные результирующие сопротивления цепи при КЗ на
шинах вторичного напряжения ГПП:
2Gkb “2С:ист +2Gisn + Э'т.гпп =0,0689 + 0,3834 + 0,8269 = 1,2792 Ом;
7?экв= 7?лэп + 7?т.гпп = 0,226 + 0,0717 = 0,2977 Ом;
Дкв = № + А* = -у/1,2792' + 0,29772 = 1,313 Ом.
Действующее значение периодической составляющей тока трех-
фазного КЗ от энергосистемы на шинах вторичного напряжения ГПП
не изменяется во времени и АД:
/п.сиСТП)= =4617 А.
= 1,482;
Значение ударного тока трехфазного КЗ от энергосистемы:
i = I (3) =
*уд.сист УД. Jn,CHCT
Куд = 1 + е ’ = 1 + е ’ ™
_ _ 1,2792
Та 0,2977-314 °,0137с-
4.4.2. Ток КЗ на шинах 10 кВ ГПП
от АД высокого напряжения
На Мясокомбинате имеются асинхронные двигатели 10 кВ.
К секции шин 10 кВ ГПП, на которой произошло КЗ, подключе-
на половина АД промышленного предприятия, при этом один из них
находится в резерве (т.е. не подключен к сети). Всего на промышлен-
ном предприятии 4 АД, следовательно, на ток КЗ на одной секции щин
ГПП оказывает влияние только один из АД.
46
Номинальный ток АД:
J =________(Ломад/4)_____= (3000/4) =
иомлд UHO»ijдд’совфдд х/З-10'0,949-0,8
Пусковой ток АД:
ТпускАД 5,5-Тномдд,
Сверхпереходная ЭДС £"(Ном)= 0,9.
Сверхпереходное сопротивление АД:
v„ _ ЛомАД _ 1 _ „ . о
л (ном) J гг U, 15.
1 пуск АД
Действующее значение периодической составляющей тока трех-
фазного КЗ от АД на шинах вторичного напряжения ГПП АД:
т (3) _ Д'” нонаном ад _ 0,9'57,04 _
'псист-АД Х"(ном) 0,18
Значение ударного тока трехфазного КЗ от АД:
/уд.ад = '^‘^уд'Люист.ад^ = 1,56’285 — 629 А,
4.4.3. Суммарный ток КЗ на секции шин
10 кВ ГПП Мясокомбината
Суммарное действующее значение периодической составляю-
щей тока трехфазного КЗ на секции шин 10 кВ ГПП:
= Л.с„ст|3) + Л.АД31 = 4617 + 285 = 4902 А.
Суммарное значение ударного тока трехфазного КЗ на секции
шин 10 кВ ГПП:
1удЕ = /уд.сист + /уд.ад = 9677 + 629 = 10306 А.
47
5. СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
5.1. Общие положения
Схема распределения электроэнергии должна обеспечивать на-
дежность питания потребителей ЭЭ, быть удобной в эксплуатации.
Выбор схемы электроснабжения осуществляется поэтапно:
1. ТопологическиесхемынаГенплане.
2. Трассы кабельных линий на Генплане.
3. Расчет режимов работы линий и аппаратов.
4. Выбор кабелей, аппаратов и компенсирующих устройств.
5. Формирование схемы электроснабжения предприятия.
Распределение электроэнергии на промышленном предприятии
должно выполняться по радиальной, магистральной или смешанной
схеме в зависимости от территориального размещения нагрузок, вели-
чины потребляемой предприятием мощности, надежности питания и
других характерных особенностей проектируемого объекта [3, 11, 17].
Схемы могут выполняться одноступенчатыми (без РП) и двух-
ступенчатыми. На малых предприятиях на напряжении 6-10 кВ долж-
ны, как правило, применяться одноступенчатые схемы.
На напряжении до 1 кВ применяются двухступенчатые схемы.
Схема распределения должна строиться так, чтобы все ее эле-
менты постоянно находились под нагрузкой, а при аварии на одном из
них оставшиеся в работе могли принять на себя его нагрузку, путем
перераспределения ее между собой с учетом допустимой перегрузки.
Должна применяться, как правило, раздельная работа линий и
трансформаторов с использованием перегрузочной способности ука-
занных элементов в послеаварийных режимах.
Схема электроснабжения ЭП особой группы I категории должна
обеспечивать постоянную готовность третьего независимого источни-
ка и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на
обоих основных источниках питания.
При определении объема резервирования и пропускной способ-
ности системы электроснабжения не следует учитывать возможность
совпадения планового ремонта элементов электрооборудования и ава-
рии в системе электроснабжения, за исключением случаев питания ЭП
особой группы.
48
Надежное питание ЭП I и, как правило, II категории должно
быть обеспечено независимо от их мощности и места в системе элек-
троснабжения. В необходимых случаях следует предусматривать по-
вышенную надежность питания даже по сравнению с высшими ступе-
нями, но без значительных затрат, применяя для ЭП I категории про-
стейшую автоматику непосредственно на цеховых распределительных
устройствах РУ-0,4 кВ (пунктах, сборках, щитках). При выходе из ра-
боты одной из питающих линий оставшиеся должны обеспечить пита-
ние всех ЭП I категории, а также тех ЭП II категории, бесперебойная
работа которых необходима для функционирования основных произ-
водств. Необоснованное завышение мощности ЭП II категории, тре-
бующих указанного резервирования, не допускается.
Стопроцентное резервирование в СЭСПП достигается при уста-
новке двух трансформаторов в ТП и секционного выключателя до 1 кВ
с АВР. При этом длительность перерыва определяется временем АВР.
Радиальное питание цеховых двухтрансформаторных «бесшин-
ных» подстанций следует осуществлять от разных секций РП, как пра-
вило, отдельными линиями для каждого трансформатора.
При наличии до 50 % нагрузок II категорий должно быть при-
менено взаимное резервирование на однотрансформаторных соседних
подстанциях от разных одиночных магистралей для взаимного резер-
вирования по перемычкам напряжением до 1 кВ.
5.2. Схемы кабельных линий
среднего напряжения 6-10 кВ
Питание индивидуальных ЭП 6-10 кВ (двигателей, печей, преоб-
разовательных подстанций и установок и т.п.) следует выполнять ра-
диальными кабельными линиями от секций 10 кВ подстанции. Питание
ТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями, как по ради-
альной, так и по магистральной схеме.
Магистральные схемы напряжением 10 кВ при кабельной про-
кладке должны применяться:
при расположении подстанций, благоприятствующем прямо-
линейному прохождению магистрали;
для группы технологически связанных агрегатов, если при ос-
тановке одного из них требуется отключение всей группы;
во всех других случаях, когда они имеют технико-
экономические преимущества по сравнению с другими схемами.
Мощность полной нагрузки головного участка магистральной
схемы напряжением 6-10 кВ при кабельной прокладке не должна пре-
49
вышать 5 MBA [11]. Число трансформаторов, присоединенных к маги-
страли, не должно быть больше 5 [11].
Магистральные схемы с двумя и более параллельными магист-
ралями применимы для питания потребителей любой категории.
Двойные магистрали следует применять при наличии подстан-
ций с двумя секциями шин или двухтрансформаторных подстанций без
сборных шин первичного напряжения.
Одиночные магистрали без резервирования следует применять
для питания потребителей III категории.
Одиночные магистрали с общим резервным участком магистра-
ли («перемычкой») применимы для питания потребителей III и II кате-
горий, допускающих перерыв питания электроэнергией на время оты-
скания и отсоединения поврежденного участка магистрали и переклю-
чений соответствующих электроаппаратов на ТП.
Одиночные магистрали с общей резервной магистралью следует
применять при необходимости резервного питания предприятия от не-
зависимого источника в послеавариИных режимах.
Радиальные схемы следует применять при нагрузках, размещен-
ных в различных направлениях от источника питания.
Одноступенчатые радиальные схемы следует применять для пи-
тания больших сосредоточенных нагрузок (насосные, компрессорные,
преобразовательные подстанции, электрические печи и т.п.).
Построение схемы электроснабжения следует осуществлять по
блочному принципу с учетом особенностей технологической схемы
объекта. Питание ЭП параллельных технологических потоков следует
осуществлять от разных однотрансформаторных ТП или от разных
секций шин одной двухтрансформаторной ТП. Все взаимосвязанные
технологические агрегаты одного потока должны питаться от одной
секции шин.
Радиальное питание цеховых двухтрансформаторных «бесшин-
ных» подстанций («глухое» присоединение) следует осуществлять от
разных секций ИП, как правило, отдельными линиями для каждого
трансформатора.
Взаимное резервирование на однотрансформаторных подстанци-
ях, присоединенных к разным одиночным магистралям, следует осу-
ществлять при помощи перемычек напряжением до 1 кВ для тех под-
станций, где оно необходимо по условиям надежности питания при
наличии 20...40 % нагрузок II категорий.
50
5.3. Схемы кабельных силовых сетей
на напряжении до 1 кВ
Электрические сети напряжением до 1 кВ переменного тока на
промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до
1 кВ (от цеховых ТП до распределительных устройств (РУ) до 1 кВ) и
распределительные сети до 1 кВ (от РУ до ЭП до 1 кВ) [13].
Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполняться как
магистральными, так и радиальными.
Выбор вида сети зависит от планировки и габаритов технологи-
ческого оборудования, условий среды, особенностей проведения подъ-
емно-транспортных работ в цехе.
Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должны
применяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и
пожароопасные установки, наличие проводящей пыли, химически ак-
тивная среда), при повышенных требованиях по обеспечению беспере-
бойности питания РУ до 1 кВ.
Радиальные распределительные сети до 1 кВ следует применять
при распределении электроэнергии от распределительных щитов,
пунктов, щитов и шкафов станций управления, других видов низко-
вольтных комплектных устройств.
В тех случаях, когда для конкретного объекта могут быть при-
менены как магистральные, так и радиальные схемы распределения
электроэнергии, выбор вида сети следует производить на основании
технике-экономического расчета.
При построении питающей сети до 1 кВ в целях повышения на-
дежности питания рекомендуется руководствоваться следующими об-
щими положениями:
РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центров их нагрузок.
Питающие сети до 1 кВ должны формироваться таким обра-
зом, чтобы длина распределительной сети от РУ до 1 кВ до ЭП была по
возможности минимальной.
Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВ
следует выполнять, как правило, радиальными кабельными линиями.
Каждый участок или отделение цеха рекомендуется питать от
одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как прави-
ло, питаться другие участки или отделения цеха.
51
5.4. Схемы цеховых сетей с шинопроводами до 1 кВ
Для питания большого числа ЭП сравнительно небольшой мощ-
ности, относительно равномерно распределенных по площади цеха,
применяются схемы с двумя видами магистральных линий: питающи-
ми (ШМА) и распределительными (ШРА) [3, 11].
Питающие или главные магистрали подключаются к шинам
шкафов трансформаторной подстанции, специально сконструирован-
ным для магистральных схем. Распределительные магистрали, к кото-
рым непосредственно подключаются электроприемники, получают
питание от главных питающих магистралей или непосредственно от
шин комплектной трансформаторной подстанции (КТП), если главные
магистрали не применяются.
К главным питающим магистралям подсоединяется возможно
меньшее число индивидуальных ЭП. Это повышает надежность всей
системы питания.
Следует учитывать недостаток магистральных схем, заключаю-
щийся в том, что при повреждении магистрали одновременно отклю-
чаются все питающиеся от нее электроприемники. Этот недостаток
ощутим при наличии в цехе отдельных крупных потребителей, не свя-
занных единым непрерывным технологическим процессом.
5.5. Способы канализации электроэнергии
на территории предприятия
По территории промышленных предприятий могут быть проло-
жены воздушные линии, токопроводы, кабельные линии в подземных
(траншеи, каналы, тоннели, блоки) кабельных сооружениях, по стенам
зданий и сооружений, на технологических эстакадах и галереях [3, 11].
Выбор способа канализации электроэнергии следует произво-
дить по минимуму затрат в зависимости от величины электронагрузок
и их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации
технологических, транспортных и других коммуникаций, от парамет-
ров и расположения источников питания, а также степени загрязненно-
сти воздуха, уровня грунтовых вод, загрязненности грунта на площад-
ке и т.п.
Зона размещения электрических коммуникаций должна выби-
раться с учетом прохождения коммуникаций другого назначения по
согласованию с соответствующими проектными организациями.
52
Выбор трасс канализации электроэнергии следует производить с
учетом перспективы развития электрических сетей, ответственности и
назначения линий, способа их прокладки, конструкции и т.д.
По стенам зданий не должны прокладываться транзитные ка-
бельные линии, питающие электроприемники I категории.
Совместная прокладка на общей эстакаде кабелей (проводов) с
трубопроводами для горючих газов и легковоспламеняющихся жидко-
стей допускается при выполнении требований ПУЭ.
Прокладка кабелей непосредственно по трубам технологиче-
ских трубопроводов не разрешается, за исключением кабельных ли-
ний, предназначенных для обслуживания собственно трубопроводов.
Прокладка кабелей в траншеях по территории предприятий до-
пускается на трассах, не загруженных другими подземными или над-
земными коммуникациями, и только при малом числе кабелей. В одной
траншее должно прокладываться не более 6 силовых кабелей напряже-
нием 6-10 кВ. Расстояние между траншеями должно быть не менее 1 м.
При необходимости прокладки до 20-30 кабелей могут быть
применены кабельные каналы, при количестве кабелей свыше 30-40 -
кабельные тоннели. На промплощадках каналы и тоннели, как правило,
должны быть заглублены в грунт не менее чем на 0,3 м. Каналы и тон-
нели, частично заглубленные в грунт или надземные, следует приме-
нять на участках территории, доступных только для обслуживающего
персонала и не используемых в качестве эвакуационных и транспорт-
ных путей.
Взаиморезервирующие кабельные линии, питающие элек-
троприемники I категории, должны прокладываться по изолирован-
ным в пожарном отношении трассам. Для промышленных предприятий
допускается их прокладка по разным сторонам одного кабельного со-
оружения (проходные кабельные эстакады, галереи, тоннели) при го-
ризонтальном расстоянии между кабельными конструкциями в свету
не менее 1 м, а при использовании непроходных кабельных эстакад
взаиморезервирующие кабели должны прокладываться по разным сто-
ронам продольной сплошной балки. Прокладку кабельной линии от
третьего независимого источника питания к электроприемнику особой
группы I категории допускается выполнять в том же отсеке кабельного
сооружения в противопожарном коробе (канале) с пределом огнестой-
кости не менее 0,75 ч. Прокладка кабельных линий, питающих потре-
бителей I категории, должна предусматриваться по отдельным, изоли-
рованным одна от другой трассам, от каждого независимого источника
питания.
53
Кабели, прокладываемые по кабельным конструкциям, в зависи-
мости от назначения, напряжения и ответственности должны объеди-
няться в группы. В одну группу, как правило, должны объединяться
кабели одного напряжения и назначения, относящиеся к ЭП одной ка-
тегории.
В одну группу не должны объединяться следующие кабели [11]:
маслонаполненные и кабели других видов; силовые взаиморезерви-
рующих линий, вне зависимости от напряжения и категории ЭП;
силовые напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ; силовые кабели и кабели
связи; контрольные и силовые напряжением выше 1 кВ; силовые на-
пряжением до 1 кВ и контрольные кабели системы управления ЭП
особой группы I категории, систем пожарной сигнализации и пожар-
ной автоматики.
Прокладку кабелей в блоках следует применять на трассах, на-
сыщенных подземными коммуникациями, в местах, где возможны
проливы горячего металла или ведутся частые раскопки, при большом
числе пересечений с технологическими и транспортными коммуника-
циями. Блоки могут быть выполнены из железобетонных ячеистых
плит, из асбестоцементных, керамических, чугунных, стальных, поли-
этиленовых труб.
При определении числа силовых кабелей, прокладываемых в
блоке, следует учитывать фактор снижения допустимых токовых на-
грузок на кабели, поэтому силовые кабели рекомендуется проклады-
вать, в основном, по периметру блока. Количество контрольных кабе-
лей, прокладываемых в блоке, не ограничивается.
В местах, где изменяется направление прокладки блоков, в мес-
тах перехода кабелей из блоков в грунт, как правило, следует соору-
жать кабельные камеры (колодцы).
Выбор вида прокладки питающей сети до 1 кВ зависит от плани-
ровки технологического оборудования, требований по бесперебойно-
сти электроснабжения, условий окружающей среды, вероятности из-
менения технологического процесса, вызывающего замену технологи-
ческого оборудования, размещения цеховых ТП.
Каждый вид имеет свою предпочтительную область применения.
Питающие силовые сети до 1 кВ прокладываются как внутри
зданий и сооружений, так и вне их. Питающие сети рекомендуется
прокладывать открыто. Применение трубных проводок должно обос-
новываться.
54
6. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ НАГРУЗКИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
6.1. Нормирование реактивной мощности нагрузки
Приказом Министерства промышленности и энергетики россий-
ской федерации №49 от 22 февраля 2007 г. определен «Порядок расче-
та значений соотношения потребления активной и реактивной мощно-
сти для отдельных энергопринимающих устройств потребителей элек-
трической энергии, применяемых для определения обязательств сторон
в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии».
В приказе устанавливаются требования к расчету значений соот-
ношения потребления активной и реактивной мощности, определяе-
мых при заключении договоров об оказании услуг по передаче элек-
трической энергии (договоры энергоснабжения) в отношении потреби-
телей электрической энергии, присоединенная мощность энергопри-
нимающих устройств которых более 150 кВт.
Предельные значения коэффициента реактивной мощности, по-
требляемой в часы больших суточных нагрузок электрической сети
определяются при присоединении потребителя к энергосистеме при
напряжении 6-20 кВ tg(peHCT =0,4; при присоединении потребителя к
шинам ТП до 1 кВ tg(pTHopM = 0,35 (то есть после компенсации реактив-
ной мощности батареями конденсаторов на низком напряжении). При
этом значение коэффициента реактивной мощности, генерируемой в
часы малых суточных нагрузок электрической сети, устанавливается
равным нулю tg<pM=0.
На начальной стадии проектирования определяются наибольшие
суммарные расчетные активная Рп и реактивная Qn нагрузки промыш-
ленного предприятия при естественном (то есть до установки КУ) ко-
эффициенте реактивной мощности tgtpn (§0).
Значения наибольших реактивной и активной нагрузок предпри-
ятия сообщаются в энергосистему для определения значения экономи-
чески оптимальной реактивной мощности Осист, которая может быть
передана предприятию в режимах большой активной нагрузки энерго-
системы:
0сист — Рп tg(pСИСТ’ (6.1)
55
На промышленных предприятиях применяют следующие ком-
пенсирующие устройства [3, 15]:
• для компенсации реактивной мощности: высоковольтные син-
хронные двигатели, если они установлены по условиям технологиче-
ского процесса, и параллельно включаемые батареи силовых конденса-
торов;
• для компенсации реактивных параметров передачи: батареи
силовых конденсаторов последовательного включения.
В данном пособии рассматриваются компенсирующие устройст-
ва для компенсации реактивной мощности.
Суммарная мощность компенсирующих устройств предприятия
0КУ- Qn - 0сисг-= Al (tg(pn - tg(pCHeT). (6.2)
Суммарная мощность компенсирующих устройств (КУ) обеспе-
чивается установкой в сетях батарей конденсаторов напряжением до и
выше 1 кВ, то есть соответственно Оби и Обв, и возможным использо-
ванием располагаемой реактивной мощности СД Осд:
0ку“ 0бн + 0бв+ 0сд- (6.3)
6.2. Компенсация реактивной мощности
при использовании конденсаторных установок
6.2.1. Силовые конденсаторы и комплектные
конденсаторные установки (ККУ)
Силовые конденсаторы — специальные однофазные или трех-
фазные емкости, предназначенные для выработки реактивной мощно-
сти. Мощность конденсаторов в одном элементе составляет 5...
100 квар, номинальное напряжение от 220 В до 6-10 кВ.
Реактивная мощность, вырабатываемая конденсатором:
ек=^Фск, (6.4)
где U— напряжение на зажимах конденсатора, ш - угловая часто-
та переменного тока; Ск — емкость конденсатора, которая определяется,
в основном площадью обкладок.
В установках с большей мощностью и на большее напряжение
применяют батареи конденсаторов с параллельным и последовательно-
параллельным включением элементов. Увеличение номинального на-
пряжения конденсаторной батареи достигается последовательным
включением элементов, а для увеличения мощности применяют парал-
лельное соединение элементов [15].
56
6.2.2. Размещение батарей конденсаторов
и управление ими
Батареи конденсаторов (БК) до 1 кВ могут размещаться в элек-
тротехнических помещениях или непосредственно в производственных
помещениях.
Установку батарей конденсаторов до 1 кВ непосредственно в
производственных помещениях следует выполнять при соблюдении
следующих условий:
- распределение электроэнергии производится магистральными
шино проводами;
- окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически
активных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным
зонам;
- должны быть исключены механические воздействия от транс-
портных средств и перемещаемых грузов;
- степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна
быть не менее IP4X по ГОСТ 14255.
При условиях, отличающихся от перечисленных выше, батареи
конденсаторов до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях
цеховых ТП. Количество батарей (не более двух на один трансформа-
тор) определяется мощностью трансформатора и степенью компенса-
ции.
Батареи конденсаторов (БК) 6-10 кВ должны размещаться, как
правило, в отдельных (специально для них предназначенных) помеще-
ниях, а также в электропомещениях и подстанциях.
Задание питающей энергосистемой двух значений входной реак-
тивной мощности, которые могут быть переданы предприятию в ре-
жимах наибольшей и наименьшей активных нагрузок системы, соот-
ветственно <?б и Ом, (причем Ом ~ 0 практически во всех случаях),
предопределяет необходимость регулирования потребления реактив-
ной мощности предприятием в течение суток.
Для регулирования потребления реактивной мощности исполь-
зуется автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин
и регулирование батарей конденсаторов.
Регулирование конденсаторами реактивной мощности может
вестись только ступенями путем деления батарей на части. Чем больше
число таких ступеней, тем совершеннее регулирование, но тем больше
затраты на номановку переключателей и защитной аппаратуры.
Ступенчатое регулирование батарей конденсаторов может про-
изводиться как вручную, так и автоматически.
57
Ручное управление для включения или отключения установки в
целом или ее части осуществляется эксплуатационным персоналом.
Автоматическое регулирование мощности конденсаторных бата-
рей может производиться в функции: напряжения, тока нагрузки, на-
правления реактивной мощности относительно направления активной
мощности, по времени суток. Автоматическое регулирование мощно-
сти батареи конденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при
наличии выключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой комму-
тации емкостной нагрузки. При их отсутствии регулирование мощно-
сти батареи конденсаторов 6-10 кВ производить не следует.
При коммутировании БК возникают перенапряжения и броски
тока. Поэтому на напряжении до 1 кВ для коммутации БК обычно
применяют контакторы, на напряжении выше 1 кВ — воздушные, элега-
зовые или вакуумные выключатели. Для устранения переходных про-
цессов при коммутации БК вместо выключателей можно использовать
тиристорные ключи, которые позволяют включать конденсаторы в тот
момент, когда мгновенное напряжение на конденсаторах равно напря-
жению сети, и отключать их, когда мгновенное значение тока в кон-
денсаторах равно нулю.
Батареи конденсаторов напряжением 6-10 кВ имеют более низ-
кую удельную стоимость 1 квар, чем низковольтные конденсаторы (см.
§ П.1.3).
Конденсаторные установки напряжением выше 1 кВ целесооб-
разно устанавливать на вторичном напряжении главных понижающей
подстанции или распределительной подстанции (ГПП или ГРП), а так-
же на распределительных подстанциях (РП) в системе электроснабже-
ния предприятия. Не рекомендуется устанавливать конденсаторы на-
пряжением выше 1 кВ на бесшинных цеховых подстанциях, на кото-
рых трансформаторы присоединены наглухо или через разъединитель,
выключатель нагрузки и предохранитель, так как присоединение кон-
денсаторных установок к этим подстанциям вызовет их усложнение и
удорожание.
Нерегулируемые конденсаторные установки на напряжение до 1
кВ обычно присоединяются к цеховым распределительным пунктам, к
магистральным шинопроводам, если этому не препятствует окружаю-
щая среда. Место установки регулируемых конденсаторных установок
до 1 кВ выбирается с учетом требований регулирования напряжения
или реактивной мощности.
Регулируемые конденсаторные установки напряжением 0,4 кВ
типа АУКРМ выпускаются мощностью от 10 до 400 квар при макси-
58
мальном количестве ступеней регулирования до 12 с шагом от 2,5 до
100 квар.
Регулируемая автоматическая конденсаторная установка ком-
пенсации реактивной мощности обеспечивает соблюдение требуемого
коэффициента мощности с большой точностью и в широком диапазоне
компенсируемой мощности.
Большинство российских производителей при составлении дого-
вора на комплектацию КРМ 6-10 кВ предлагают заполнить опросный
лист, в котором содержатся данные:
О типе вводной ячейки конденсаторной установки КРМ 6-10 кВ
(с трехпозиционным разъединителем или без) и ее пространственном
расположении (слева или справа).
О требуемых значениях номинального напряжения в кВ (10 или
6 кВ) и номинальной мощности в квар (50, 100, 150, 200, 250, 300, 350,
400, 450, 600, 900, 1350 и т.д.); причем шаг мощностей КРМ (6-10) кВ
не является догмой и при необходимости может быть изменен в зави-
симости от требований по величине мощности, мощности подключае-
мых ступеней, скорости отключения и повторного включения, наличия
резонансных гармоник при определенном индуктивном сопротивлении
силовых трансформаторов и т.д.
О виде силового ввода (сверху или снизу) и его типе (кабельный
или шинный).
О степени автоматизации (ручная или автоматическая).
О характере регулирования КРМ (6-10) кВ (по коэффициенту
мощности или напряжению).
О числе силовых конденсаторов в нерегулируемой и регулируе-
мой ступени.
О реактивной мощности нерегулируемой и регулируемой ступени.
Об абсолютных величинах гармоник тока и напряжения, порядке
гармоник, а также коэффициентах искажения синусоидальности кри-
вой тока и напряжения (THD 1% и THD U% соответственно).
О наличии/отсутствии защиты силовых конденсаторов от пере-
грузки гармоническими токами.
О наличии/отсутствии индикации по коэффициенту мощности и
другим параметрам.
О климатическом исполнении и требуемой степени защиты (код IP).
О наличии/отсутствии ограничений по габаритам конструкции
КРМ (6-10) кВ.
Конденсаторы по сравнению с СД обладают следующими пре-
имуществами: простота эксплуатации вследствие отсутствия вращаю-
59
щихся частей; простота монтажных работ вследствие малой массы;
малые потери активной мощности на выработку реактивной (2,5...
5 Вт/квар).
К недостаткам конденсаторов относят зависимость генерируе-
мой реактивной мощности от напряжения (6.4), недостаточную стой-
кость токам КЗ и перенапряжениям, чувствительность к искажениям
формы кривой подводимого напряжения, невозможность плавного из-
менения мощности конденсаторной установки.
6.2.3. Определение расчетной мощности батарей
конденсаторов (БКН) и ККУ напряжением до 1 кВ
по балансу реактивных мощностей
При выполнении Техпроекта расчетная мощность батарей кон-
денсаторов, устанавливаемых в сети до 1 кВ, питающейся от конкрет-
ного г- того трансформатора, определяется по условию баланса реак-
тивных мощностей:
0бкшрасч — Qti~ 0Тнорм, (6-5)
0т< = Рт> tgcpHf, (6.6)
где Рт<, <2т1 и tg(pH< - активная и реактивная мощность и коэффициент
реактивной мощности нагрузки потребителей электроэнергии г- того
трансформатора. Расчетная реактивная мощность Qn, протекающая
через один трансформатор цеховой ТП по условию минимума суммар-
ных нагрузочных потерь активной мощности от протекания реактив-
ной нагрузки для группы из М трансформаторов с одинаковой номи-
нальной мощностью без учета активных сопротивлений кабельных ли-
ний сети 6-10 кВ [13]:
„ Т*н tgtpTHopM Рн 0,35
м = м ’ <6'7)
По полученному значению Овирраеч следует определить стан-
дартное значение мощности конденсаторной установки Qyj (§ П. 1.3) на
шинах вторичного напряжения i- того трансформатора.
6.2.4. Определение мощности батарей конденсаторов
и ККУ напряжением выше 1 кВ по балансу реактивных
нагрузок
Мощность конденсаторов напряжением выше 1 кВ определяется
по балансу реактивных нагрузок в узле h - секция шины 6-10 кВ ИП.
На ИП могут быть две или четыре секции шин, в зависимости от схемы
на стороне 6-10 кВ ИП. Далее представлена методика определения
мощности ККУ-(б-Ю) кВ Окуь присоединенной к одной секции шин.
60
При одинаковых нагрузках потребителей, питающихся от разных сек-
ций шин 6-10 кВ, мощности ККУ-(б-Ю) кВ на этих секциях также оди-
наковы.
Расчетная мощность батарей конденсаторов (БКВ) на h -той сек-
ции шин 6-10 кВ ИП
^бквйрасч (?ПЙ ” ^систйрасч? (6.8)
Qm — суммарная реактивная мощность потребителей, присоединенных
к h -той секции шин 6-10 кВ ИП:
Qm - S^tiu + (6.9)
где 0тв, - мощность реактивной нагрузки на стороне высокого напря-
жения 6-10 кВ /-го трансформатора, (7.22); - мощность реактивной
нагрузки электропотребителей высокого напряжения 6-10 кВ, (2.24);
0сисгйрасч - значение экономически оптимальной реактивной мощности,
которая может быть передана предприятию на й-тую секцию шин в
режимах большой активной нагрузки энергосистемы при заданном ко-
эффициенте реактивной мощности tg<pCHCT:
^систйрасч A™ tg<pсист? (6.10)
где Рпл — активная мощность потребителей, присоединенных к й -той
секции шин 6-10 кВ ИП:
Pn* = EPTBf +SPbv, (6.11)
где РТв1 - мощность активной нагрузки на стороне высокого напряже-
ния 6-10 кВ г-го трансформатора (7.21); PBl. - мощность активной
нагрузки электропотребителей высокого напряжения 6-10 кВ (2.23).
Пример выбора мощности ККУ-(б-Ю) кВ приведен в §10.1.
61
7. ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ (ТП)
6-10/0,4 кВ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА (РУ) 0,4кВ
7.1. Виды ТП, исполнение и число
трансформаторов в ТП 6-10/0,4 кВ
ТП 6-10/0,4 кВ, питающие силовые и, как правило, осветитель-
ные электроприемники промышленных предприятий, являются основ-
ными электроустановками систем распределения электроэнергии на-
пряжением до 1 кВ [3].
ТП 6-10/0,4 кВ подразделяются по способу охлаждения транс-
форматоров, числу, единичной мощности, схеме соединения обмоток,
схеме распределительного устройства низшего напряжения, комплект-
ности поставки.
Цеховые ТП подразделяются на комплектные подстанции заво-
дского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемые на месте
строительства (ТП). При проектировании следует отдавать предпочте-
ние КТП, обеспечивающим большую надежность и сокращение сроков
строительства.
Выбор единичной номинальной мощности (5т.Ном = 250, 400, 630,
1000, 1250, 1600, 2500 кВА) трансформаторов напряжением 6-10/0,4 кВ
при значительном числе устанавливаемых ТП и рассредоточенной на-
грузке следует производить на основании технико-экономического
расчета. При значительном числе ТП рекомендуется унифицировать
единичные мощности и тип трансформаторов [11, 12]. На предприяти-
ях со средней мощностью нагрузки (15. ..60 MBA) обычно применяют-
ся трансформаторы ST.HOM = 630, 1000, 1250 кВА.
Выбор исполнения трансформатора по способу охлаждения его
обмоток (масляный, сухой, заполненный негорючей жидкостью и др.)
определяется в зависимости от условий окружающей среды, противо-
пожарных требований, объемно-планировочных решений производст-
венного здания. Для наружной установки должны применяться масля-
ные трансформаторы, для внутренней установки - масляные и сухие
трансформаторы.
Применение сухих трансформаторов допускается в точках сети,
не подверженных атмосферным перенапряжением; необходимо учиты-
вать создаваемый сухими трансформаторами повышенный уровень
шумов.
62
Число типоразмеров трансформаторов на одном предприятии
должно быть минимальным.
Число трансформаторов цеховой ТП определяется, в основном,
требованиями надежности питания потребителей.
В сетях напряжением 6-10 кВ с трансформацией на напряжение
до 1 кВ рекомендуется преимущественное применение однотрансфор-
маторных подстанций. Их следует применять при преобладании нагру-
зок III и II категории и при нагрузках I категории, если их величина со-
ставляет не более 15-20% нагрузки подстанции. При этом необходимо
предусмотреть связи на вторичном напряжении для резервирования
питания наиболее ответственных ЭП, в том числе нагрузок I категории.
Взаимное резервирование схем с однотрансформаторными подстан-
циями следует осуществлять при помощи перемычек на напряжении до
1 кВ. При относительно небольшой доле (менее 10% от номинальной
мощности трансформатора) нагрузки потребителей I категории для их
питания целесообразно применять две однотрансформаторные ТП, пи-
тающиеся от разных секций шин ИП, с установкой АВР на секционном
выключателе РУ-0,4 кВ, размещенного на данном объекте.
Одиотрансформаторные подстанции рекомендуется применять
для питания ЭП III категории, если перерыв электроснабжения, необ-
ходимый для замены поврежденного трансформатора, не превышает 1
суток. Для питания электрических нагрузок II категории следует, как
правило, применять однотрансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ
при условии резервирования по кабельным перемычкам на вторичном
напряжении с ручным переключением на резервную цепь части мощ-
ности (не более 50%), достаточной для питания наиболее ответствен-
ных потребителей.
Двухтрансформаторные ТП с установкой секционного выключа-
теля с автоматическим вводом резерва (АВР) на напряжении до 1 кВ
рекомендуется применять при преобладании нагрузок I категории (бо-
лее 50% суммарной нагрузки). Двухтрансформаторные подстанции без
АВР рекомендуется также применять для питания ЭП II категории.
Питание отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (на-
сосных, компрессорных станций и т. п.) рекомендуется выполнять от
двухтрансформаторных подстанций. При значительной сосредоточен-
ной нагрузке ЭП I категории взамен двух однотрансформаторных ТП
может быть установлена одна двухтрансформаторная ТП без устройст-
ва АВР, с полной нагрузкой трансформаторов в нормальном режиме.
63
7.2. Схемы и электрооборудование ТП 6-10/0,4 кВ
Цеховые ТП и КТП не должны иметь сборные шины первичного
напряжения 6-10 кВ. Установка отключающего аппарата перед транс-
форматором при магистральном питании подстанции обязательна. Для
промышленных предприятий могут применяться КТП с автогазовыми
выключателями нагрузки в комплекте с предохранителями, элегазовы-
ми и вакуумными выключателями при напряжении 6-10 кВ.
Глухое присоединение цехового трансформатора может приме-
няться при радиальном питании кабельными линиями по схеме блока
"линия-трансформатор", за исключением случаев:
• питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуати-
рующей организации;
• необходимости установки отключающего аппарата по услови-
ям защиты.
Распределительные устройства низшего напряжения цеховых
двухтрансформаторных ТП могут иметь одиночную секционирован-
ную систему сборных шин с фиксированным подключением каждого
трансформатора к своей секции через автоматический выключатель,
рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его пере-
грузочной способности. Секционный автоматический выключатель в
нормальном режиме отключен. На сборных шинах может быть преду-
смотрено устройство АВР.
Также возможна установка двух трансформаторов в ТП и секци-
онного выключателя без АВР или секционного разъединителя. При
этом длительность перерыва определяется временем ручного (электро-
монтером) переключения на резервную цепь, нормируемое в МКС
время ручного переключения 1,15 ч.
Распределительные устройства низшего напряжения однотранс-
форматорных ТП могут иметь одиночную несекционированную систе-
му сборных шин, подключенную к выводу трансформатора через ав-
томатический выключатель, рассчитанный на нагрузку трансформато-
ра в форсированном режиме.
В табл. 7.1 даны номинальные ток и мощность аппаратов для от-
ходящих от ТП линий до 1 кВ, то есть максимально возможные пара-
метры нагрузки присоединения.
Таблица 7.1
1 А 100 160 200 250 400 630 1000 1600 2500
*^нйм.ап? КВА 72 115 144 180 288 454 720 1152 1800
64
7.3. Рекомендации по размещению ТП 6-10/0,4 кВ
на территории предприятия
При размещении ТП 6-10/0,4 кВ следует учитывать следующие
рекомендации.
Встроенные и пристроенные подстанции обычно располагаются
вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к источ-
нику питания, или же, при небольшой ширине цеха — в шахматном по-
рядке вдоль двух его сторон.
Минимальное расстояние между соседними камерами разных
внутрицеховых подстанций, а так же между КТП допускается 15 м.
ТП должны размещаться с наибольшим приближением к центру
питаемой ими нагрузки, предпочтительно с некоторым смещением в
сторону источнику питания. При этом должны соблюдаться требова-
ния: минимума занимаемой полезной площади цеха, отсутствия помех
производственному процессу, соблюдения электрической и пожарной
безопасности.
Желательна привязка ТП к определенным подразделениям, если
этому не препятствует незначительность электрической нагрузки.
Преимущественное применение должны найти КТП с наружной
установкой трансформаторов возле подразделений в случаях, когда
этому не препятствуют требования архитектурного оформления под-
разделений или обеспечения необходимых проездов и разрывов между
зданиями, а также агрессивности среды.
Внутрицеховые подстанции должны применяться в многопро-
летных цехах большой ширины с расположением их преимущественно
у колонн или возле постоянных внутрицеховых помещений так, чтобы
не занимать площадей, обслуживаемых кранами. При шаге колонн,
недостаточном для размещения между ними подстанций, допускается
такое размещение их на площади цеха, при котором одна из колонн
основного здания находится в пределах периметра помещения под-
станций. При этом колонна должна быть рассчитана с пределом огне-
стойкости не менее 1,5 ч. При равномерном распределении и большой
плотности нагрузки и при загруженности цеха технологическим обо-
рудованием целесообразно выделять специальный пролет для разме-
щения подстанций. Внутрицеховые подстанции могут размещаться
только в зданиях со степенью огнестойкости I и II и с производствами,
отнесенными к категориям Г и Д согласно противопожарным нормам.
В качестве внутрицеховых ТП рекомендуется применять КТП,
желательно с сухими трансформаторами. КТП могут устанавливаться
открыто в производственных помещениях либо, при неблагоприятной
65
окружающей среде, - в электропомещениях. В случае установки мас-
ляных трансформаторов в составе внутрицеховых КТП следует учиты-
вать содержащиеся в гл. 4.2 ПУЭ ограничения по мощности и количе-
ству трансформаторов, их установке на этажах производственного зда-
ния.
Помещение некомплектной ТП следует выполнять пристроен-
ным или встроенным в производственное здание, как правило, с сухи-
ми трансформаторами, выкатываемыми наружу. Трансформатор мощ-
ностью 1000 кВА и более должен размещаться в отдельной закрытой
камере. Допускается установка трансформаторов открыто снаружи
здания при обеспечении архитектурных и противопожарных требова-
ний.
Отдельно стоящие ТП применяются, например, при питании от
одной подстанции нескольких подразделений, при невозможности раз-
мещения подстанций внутри цехов или у наружных их стен по сообра-
жениям производственного или архитектурного характера при наличии
в цехах пожароопасных или взрывоопасных производств.
В табл. 7.2 приведены минимальные габариты размещения КТП
в длину.
Ширина для всех КТП не менее 4,3 м.
Таблица 7.2
Минимальные габариты размещения КТП в длину
(в зависимости от количества шкафов низшего напряжения)
Вид КТП Однотрансформ атор ные Д вухтрансформаторн ые
кВА ДО 1000 кВА 1600... 2500 кВА до 1000 кВА 1600 кВА
Двина КТП,м 7...8 м 8-5-9 м 12...13 м 16,5 м
7.4. Рекомендуемые коэффициенты загрузки
трансформаторов 6-10/0,4 кВ
Мощность трансформаторов ТП следует определять таким обра-
зом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено
питание требующих резервирования ЭП в послеаварийном режиме с
учетом перегрузочной способности трансформаторов.
Паи выгоднейшая мощность нагрузки трансформатора зависит от
многих факторов: величины и характера графика электрической на-
грузки; длительности нарастания нагрузки по годам; числа часов рабо-
66
ты объекта электроснабжения; стоимости энергии и др. Указанные
факторы сочетаются различным образом и изменяются во времени.
Для маслонаполненных трансформаторов, установленных от-
крыто и работающих с коэффициентом начальной нагрузки Кз т < 0,93,
допускается перегрузка на 40 % сверх номинального тока не более 5
суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не
более 6 ч в сутки при принятии всех мер для усиления охлаждения
трансформатора [16].
Согласно ГОСТ трансформаторы для КТП должны допускать
аварийные перегрузки на 30% сверх номинального тока не более чем 3
часа в сутки, если длительная предварительная нагрузка составляла не
более 70% от номинального тока трансформатора.
Для трансформаторов ТП следует, как правило, принимать сле-
дующие коэффициенты загрузки [15] для цехов с преобладающей на-
грузкой:
> I категории при двухтрансформаторных подстанциях -
0,65-0,7;
> II категории при однотрансформаторных подстанциях с вза-
имным резервированием трансформаторов кабелями низкого напряже-
ния - 0,7-0,8;
> II категории без взаимного резервирования и при возможно-
сти использования централизованного резерва трансформаторов и для
цехов с нагрузками III категории - 0,9-0,95.
7.5. Суммарное число трансформаторов
и ТП 6-10/0,4 кВ в СЭСПП при нормируемом
коэффициенте реактивной мощности
нагрузки трансформатора tgqn норм
Суммарная расчетная нагрузка всех трансформаторов ТП на
стороне 0,4 кВ без компенсации реактивной мощности на стороне вто-
ричного напряжения трансформатора:
5Н ^P^ + Qh =Pn\/l+tg<pH2 (7.1)
Суммарная расчетная нагрузка всех трансформаторов ТП на
стороне 0,4 кВ при установке батарей конденсаторов на стороне вто-
ричного напряжения трансформатора при коэффициенте реактивной
мощности tg(pTHOpM: __________
5т£расч—Г*н\/1+ 1&фТнор«2 (7.2)
67
При условии соблюдения нормируемого значения tg(prHopM —0,35
(§0) суммарная расчетная нагрузка трансформаторов на всем предпри-
ятии:
5тарисч=М1+°352 =1,06Рн, (7.3)
Расчетное число всех трансформаторов 6-10/0,4 кВ [3] для пита-
ния потребителей до 1 кВ при заданной номинальной мощности (§ 0) и
коэффициенте загрузки (§ 0) при максимуме нагрузки:
дг "\/1+ tgtpTHopM__^ТЕрасч
^т.расч- К ~ К ‘S
З.т НОМ.Т З.Т НОМ.Т
Полученное по (7.4) расчетное число трансформаторов 6-10/0,4
кВ при выполнении Техпроекта округляется до ближайшего большего
целого числа:
(7.4)
М > М.расч- (7'5)
Число ТП зависит от числа трансформаторов итп, установленных
вТП:
N
т
№п~ „
(7.6)
Для однотрансформаторных ТП при лт=1, число ТП равно числу
трансформаторов
(7.8)
№п - М- (7.7)
Расчетное число трансформаторов 6-10/0,4 кВ для питания
ареала потребителей преимущественно I категории и ЛГХ1^1)=0,65:
,, _Рнщ л/1+ tg(pTHOpM2
драена) к s
W ИОМ.Тщ
При относительно небольшой мощности сосредоточенной на-
грузки I категории питание происходит от одной двухтрансформатор-
ной подстанции, то есть лт<1)=2, при этом расчетная номинальная мощ-
ность трансформаторов:
„ _ Ащ) -'х/1+ tg(pTHOpM?
м ном.т. расч(1) >2
З.ТЦ)
(7.9)
68
7.6. Расчетное число трансформаторов 6-10/0,4 кВ
в подразделениях предприятия
при нормируемом значении tg<pTnoPM
Расчетная нагрузка 0,4 кВ трансформаторов в я-ном подразделе-
нии при условии соблюдения нормируемого значения tg(pTHOpM:
Зтирасч-Рнл^ 1+ tg<pTHopM2 =А{и^1 + 0,352 =1,06Рц„, (7.10)
где Рцл — расчетная активная мощность нагрузки и-го подразделения
(§ 0).
Расчетное число трансформаторов Мярасч., необходимое для пи-
тания каждого подразделения промышленного предприятия, зависит от
номинальной мощности трансформаторов 5НОм.т, их коэффициента за-
грузки Кзт и его суммарной электрической нагрузки до 1 кВ с учетом
компенсации реактивной мощности на шинах 0,4 кВ ТП до
1§<ртнорм—0,35.
Расчетное число трансформаторов Атярасч., необходимое для пи-
тания каждого подразделения промышленного предприятия:
v у! 1+tgtpTнорм
/тТлрасч — JZ • Q
лз.т. мном.т.
мТярасч
К -S
з.т ном.т
(7.Н)
7.7. Пример определения расчетного числа транс-
форматоров 10/0,4 кВ в подразделениях Мясоком-
бината при нормируемом значении tg<pTnoPM
Суммарная расчетная электрическая нагрузка трансформаторов
ТП 10/0,4 кВ при условии соблюдения нормируемого значения
1§фТнорМ"
^Расч=^ну/1+ 0,352 =1,06 Рн = 1,06*7018=7435,2 кВА.
Расчетное число (7.4) всех трансформаторов 6-10/0,4 кВ для пи-
тания потребителей до 1 кВ при заданной номинальной мощности
‘Зном.т “ 1000 кВА и коэффициенте загрузки при максимуме нагрузки
ЛГ3.Т =0,7:
дг ^ТЕраеч _ 7435,2 _
^.т-5„ом.т 0,7*1000
В СЭС Мясокомбината устанавливаются №=11 > 10,6 масляных
трансформаторов типа ТМ-1000/10. Все ТП — однотрансформаторные,
следовательно, число ТП равно числу трансформаторов Am=l 1.
Расчетная электрическая нагрузка 0,4 кВ подразделений при
условии соблюдения нормируемого значения tg^Hopw:
69
5„p1C4=Ph»V1+°35z =1,06 Рн„.
Например, расчетное число трансформаторов для подразделения
№1 с активной нагрузкой Рил = 1489кВт:
^ 1489-УЩзР^
АТлраеч.. 0,74000 ’
Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты
расчетов приведены в табл.7.3 и отражены на Генплане предприятия
рис. 7.1.
Таблица 7.3
Расчетная электрическая нагрузка 0,4 кВ и расчетное Л^ираеч число
трансформаторов подразделений Мясокомбината при условии соблю-
дения нормируемого значения tg<prHopM=0,35. _________________
№ подразде- ления, п Наименование подразделения *$Тярасч5 кВА XJ- '’Тлрасч
1 Колбасный завод 1577,42 2,25
2 Гофтара 230,98 0,33
3 Холодильник №1 289,45 0,41
4 Завод первичной переработки 1020,50 1,46
5 Лайвстак 95,05 0,14
6 Завод технических фабрикатов 486,47 0,69
7 Завод сыворотки 233,86 0,33
8 ЦХВУ 1374,16 1,96
9 Конденсатная 162,33 0,23
10 Институт 377,42 0,54
11 Машиносчетная станция 170,17 0,24
12 Заводоуправление 63,70 0,09
13 Холодильник №2 341,52 0,49
14 Ремонтно-механический цех 261,69 0,37
15 Теплоцех 577,33 0,82
16 Ремонтно-строительные бригады 94,74 0,14
17 Прачечная 78,43 0,11
Итого 7435,22 10,62
70
Рис 7.1. Генплан Мясокомбината с размещением ГПП,
указанием расчетного числа трансформаторов
по подразделениям и фактическим размещением ТП 10/0,4 кВ
Условные обозначения: □ - ТП 10/0,4 кВ; • - АД 10 кВ
71
7.8. Размещение трансформаторных
подстанций на территории предприятия
7.8.1. Размещение ГПП на территории предприятия
Руководствуясь принципами размещения ГПП (см. §3.2), ГШ1
Мясокомбината размещено на границе предприятия со стороны под-
вода воздушных питающих линий (рис. 7.1). На ГПП установлены два
трансформатора ТМН-10000/35 (см. §3.7), размеры ГПП 30*40 м.
7.8.2. Основные принципы размещения ТП 10/0,4 кВ
на территории предприятия
При решении задачи размещения ТП 10/0,4 кВ на территории
предприятия следует руководствоваться рекомендациями, изложенны-
ми в §7.1 и §7.3. Размещение ТП 10/0,4 кВ на территории предприятия
происходит в несколько этапов.
На первом этапе следует определить:
1. число трансформаторов в ТП, руководствуясь требованиями
надежности питания потребителей.
2. тип ТП, отдавая предпочтение КТП.
3. расположение ТП относительно подразделений (пристроен-
ные, встроенные, внутрицеховые, отдельно стоящие), руководствуясь
условиями окружающей среды и требованиями пожаро- и взрывобезо-
пасности.
4. тип трансформаторов по способу охлаждения его обмоток
(масляный, сухой, заполненный негорючей жидкостью и др.) в зависи-
мости от условий окружающей среды, противопожарных требований,
объемно-планировочных решений производственного здания.
При этом следует придерживаться следующих рекомендаций по
расстояниям и размерам, влияющим на размещение ТП:
1. Встроенные и пристроенные подстанции обычно располага-
ются вдоль одной из длинных сторон цеха, желательно ближайшей к
источнику питания, или же, при небольшой ширине цеха — в шахмат-
ном порядке вдоль двух его сторон.
2. ТП должны размещаться с наибольшим приближением к
центру питаемой ими низковольтной нагрузки, с привязкой ТП к опре-
деленным подразделениям, если этому не препятствует незначитель-
ность электрической нагрузки.
72
3. Подразделения с малым значением расчетного числа транс-
форматоров (Л^тлрасч <<: 1) должны получать питание от РУ-0,4 кВ, рас-
полагаемых в этом подразделении, присоединяемых к близко располо-
женному ТП другого подразделения через линии до 1 кВ. В этом под-
разделении ТП не устанавливается, то есть фактическое число транс-
форматоров jVt«=0-
4. Кабельные линии до 1 кВ от ТП до РУ-0,4 кВ, как правило,
не должны иметь длину более 150 м.
5. Минимальное расстояние в свету между соседними камерами
разных внутрицеховых подстанций, а так же между КТП допускается
15 м.
Полученное в §7.6 расчетное число трансформаторов в подраз-
делении Утпрасч при выполнении Техпроекта округляется до ближайше-
го большего или меньшего значения NjH. Проверкой правильности
распределения трансформаторов является условие: NT='^Nia.
На втором этапе следует скорректировать расположение ТП с
учетом схем и трасс кабельных линий напряжением 10 кВ (§5.2 и §5.5).
При необходимости число итераций размещения ТП может быть
больше двух.
7.8.3. Пример размещения ТП 10/0,4 кВ
на территории Мясокомбината
Число трансформаторов в ТП определяется, исходя из требова-
ний надежности питания потребителей. В табл. 7.4 представлены рас-
четные активные мощности электропотребителей подразделений Мя-
сокомбината по категориям надежности, определенные по данным
табл. 1.5 и 2.6.
В табл. 7.4 представлено распределение суммарной расчетной
нагрузки по категориям в кВт и процентах. Нагрузка I категории со-
ставляет 19,7 %, II категории - 46,5 %, III категории - 33,8 %. Следова-
тельно, доля нагрузки II и III категории составляет большую часть
суммарной нагрузки, и правомерно установить однотрансформаторные
КТП. Требуемая степень надежности для потребителей I категории
обеспечивается их учетом при определении расчетной мощности на-
грузки соответствующих трансформаторов (§7.9) и схемными реше-
ниями (§5.1).
Выбранный тип трансформаторов — ТМ-1000-10/0,4 кВ.
73
Таблица 7.4
Расчетные активные мощности электро потребителей подразделений
по категориям надежности_______________________________________
№ подразделения, п Наименование подразделения I категория, кВт II категория, кВт III категория, кВт
1 Колбасный завод 0 1042 447
2 Гофтара 0 109 109
3 Холодильник №1 218 55 0
4 Завод первичной переработки 0 674 289
5 Лайвстак 0 45 45
6 Завод технических фабрикатов 0 230 230
7 Завод сыворотки 0 133 88
8 ЦХВУ 908 389 0
9 Конденсатная 0 46 107
10 Институт 0 107 249
11 Машиносчетная станция 0 81 81
12 Заводоуправление 0 18 42
13 Холодильник №2 258 64 0
14 Ремонтно-механический цех 0 0 247
15 Теплоцех 0 273 273
16 Ремонтно-строительные бригады 0 0 89
17 Прачечная 0 0 74
Сумма по категориям, кВт 1384 3265 2369
Сумма по категориям, % 19,7 46,5 33,8
Территория Мясокомбината разделяется на 7 частей (ареалов)
(табл. 7.5) по числу подразделений Мясокомбината с наибольшими
значениями Л^тлрасч (табл. 7.3). На первом этапе размещаем ТП в этих
подразделениях с числом ТП jVth (табл. 7.5) — всего £Мл=11 одио-
трансформаторных ТП (§7.5). В остальных подразделениях ТП не раз-
мещаются, то есть для них фактическое число трансформаторов jVt„=O.
74
Таблица 7.5
Расчетное УТирасч и NjH фактическое число трансформаторов подразде-
лений Мясокомбината с наибольшими значениями Атлрасч
№ подразделения Наименование подразделения '’Тдрасч Ут» Ареал
1 Колбасный завод 2,25 3 1
4 Завод первичной переработки 1,46 2 2
6 Завод технических фабрикатов 0,69 1 3
8 ЦХВУ (I категория) 1,96 2 4
10 Институт 0,54 1 5
13 Холодильник №2 (I категория) 0,49 1 6
15 Теплоцех 0,82 1 7
ЕУт» 11
КТП 10/0,4 кВ при выполнении данного проекта располагаются
вне подразделений и пристраиваются к внешней стене с учетом их
размеров (5м*8м) (табл. 7.2), с расстояниями между ними в свету не
менее 15 м.
ТП должны размещаться с наибольшим приближением к центру
питаемой ими низковольтной нагрузки и кабельные линии до 1 кВ от
ТП до РУ-0,4 кВ не должны иметь длилу более 150 м, от ТП, располо-
женных в подразделениях, обозначенных в табл. 7.5. Следовательно, от
этих ТП должны получать питание рядом расположенные подразделе-
ния.
Нумерацию ТП следует отражать двумя цифрами: первая — но-
мер подразделения, в котором установлено данное ТП; вторая — номер
ТП в указанном подразделении. Например, в подразделении 1 установ-
лено 3 трансформатора и их номера: ТП-1.1, ТП-1.2, ТП-1.3.
От ТП-1.1, ТП-1.2, ТП-1.3, размещенных в подразделении 1
(Колбасный завод), должны также получать питание подразделение 3
(Холодильник №1) и подразделение 11 (Машиносчетная станция), то-
гда суммарное расчетное число трансформаторов для этого ареала
(табл. 7.6) ХМлрасч— 2,25+0,41+0,24=2,9; а фактическое число транс-
форматоров £Атл=3.
Остальные ареалы нагрузок, кроме ареала 5 (табл. 7.5), сформи-
рованы аналогично ареалу 1.
Ареал 5 (см. рис. 7.1) включает в себя подразделения 9, 13, 10
(Конденсатная, Холодильник №2, Институт) с суммарным числом
75
трансформаторов £jVT„pac4= 0,23+0,49+0,54=1,29. При размещении ТП
возле подразделения 10 (Институт) длина кабельных линий 0,4 кВ до
подразделения 13 (Холодильник №2) превышает 100 м, что нежела-
тельно. Поэтому принят вариант с размещением ТП возле подразделе-
ния 9, расположенной близко к центру нагрузок этого ареала
(см. рис. 7.1).
В табл. 7.6 представлены значения расчетного Мирасч и фактиче-
ского jVt„ числа трансформаторов по ареалам подразделений Мясоком-
бината при условии соблюдения нормируемого значения tg<pyHopM=0,35.
Из табл. 7.6 следует, что суммарное расчетное число трансфор-
маторов во всех ареалах достаточно близко к фактическому, но может
быть как больше, так и меньше.
Таблица 7.6.
Расчетное Млрасч и фактическое Мъ число трансформаторов по ареа-
лам подразделений Мясокомбината при условии соблюдения норми-
руемого значения tg<pTHopM=0,35______________________________
№ подразделения, п Наименование подразделения ^Тлрэсч ^Тв ТП ареал
1 Колбасный завод 2,25 3 ТП-1.1; ТП-1.2; ТП-1.3 1
3 Холодильник № 1 (1 категория) 0,41 0
11 Машиносчетная станция 0,24 0
S^TwpscK 2,9
4 Завод первичной переработки 1,46 2 ТП-4.1; ТП-4.2 2
7 Завод сыворотки 0,33 0
5 Лайвстак 0,14 0
Х^Тэгрэсч 1,93
6 Завод технических фабрикатов 0,69 1 ТП-6 3
2 Г офтара 0,33 0
Х^Тэгрэсч 1,02
8 ЦХВУ (1 категория) 1,96 2 ТП-8.1; ТП-8.2 4
9 Конденсатная 0,23 1 ТП-9 5
13 Холодильник №2 (1 категория) 0,49
10 Институт 0,54 0
76
Х^Тярэсч 1,26
13 Холодильник №2 (1 категория) 0,49 1 ТП-13 6
12 Заводоуправление 0,09 0
14 Ремонтно-механический цех 0,37 0
16 Ремонтно- строительные бригады 0,14 0
17 Прачечная 0,11 0
S^Twpsc4 1,2
15 Теплоцех 0,82 1 ТП-15 7
7.9. Определение фактических нагрузок
потребителей, питающихся от трансформаторов
10/0,4 кВ, без установки ККУ-0,4 кВ
В табл. 7.7 приведены значения расчетных активных РТя1 и реак-
тивных Qyni нагрузок i-го трансформатора без установки ККУ-0,4 кВ:
Ртт ~ Qrm ~ XQm, (7-12)
где P„i, Qm — активные и реактивные нагрузки потребителей, получаю-
щих питание от i-го трансформатора.
Таблица 7.7.
Распределение нагрузок потребителей подразделений и трансформато-
ров без установки ККУ-0,4 кВ
№ТП п Наименование подразделения Ль кВт Q.i, квар Лм, кВт 5 &
ТП-1.1 1 Колбасный завод 532 518 668 631
3 Холодильник №1 (I категория) 137 114
ТП-1.2 1 Колбасный завод 532 518 668 631
3 Холодильник №1 (I категория) 137 114
ТП-1.3 1 Колбасный завод 425 414 586 565
и Машиносчетная станция 161 151
ТП-4.1 4 Завод первичной переработки 482 555 703 802
7 Завод сыворотки 221 247
ТП-4.2 4 Завод первичной переработки 482 555 572 596
5 Лайвстак 90 41
77
ТП-6 6 Завод технических фабрикатов 460 597 678 813
2 Гофтара 218 216
ТП-8.1 8 ЦХВУ (I категория) 649 658 649 658
ТП-8.2 8 ЦХВУ (I категория) 649 658 649 658
ТП-9 9 Конденсатная 153 257 670 716
13 Холодильник №2 (I категория) 161 139
10 Институт 356 320
ТП-13 13 Холодильник №2 (I категория) 161 139 631 499
12 Заводоуправление 60 24
14 Ремонтно-механический цех 247 203
16 Ремонтно-строительные бригады 89 70
17 Прачечная 74 63
ТП-15 15 Теплоцех 545 721 545 721
7.10. Число распределительных устройств 0,4 кВ
(РУ-0,4 кВ), и их размещение в подразделениях
промышленного предприятия
7.10.1. Требования надежности
при определении числа РУ-0,4 кВ
Число РУ-0,4 кВ, как правило, не зависит от варианта системы
электроснабжения на напряжении 10 кВ, так как определяется распо-
ложением и мощностью электроприемников до 1 кВ, то есть техноло-
гией производства.
Число РУ для каждого подразделения предприятия определяется
требованиями надежности и суммарной полной мощностью электриче-
ской нагрузки подразделения до 1 кВ без учета компенсации реактив-
ной мощности.
Для электро потребителей I категории число РУ-0,4 кВ в подраз-
делении должно быть не менее двух. Эти РУ-0,4 кВ имеют одиночную
секционированную систему сборных шин с фиксированным подклю-
чением каждой секции к разным трансформаторам, подключенным к
разным секциям шин 10 кВ ГПП. На сборных шинах устанавливается
секционный автоматический выключатель с АВР, рассчитанный на
выдачу половины полной мощности потребителей, подключенных к
этому РУ-0,4 кВ. Секционный автоматический выключатель в нор-
мальном режиме отключен.
78
Для электропотребителей II категории число РУ-0,4 кВ в под-
разделении также должно быть не менее двух, но эти РУ-0,4 кВ име-
ют ввод через автоматический выключатель или предохранитель, под-
ключенный к разным трансформаторам, подключенным к разным сек-
циям шин 10 кВ ГПП. Резервирование потребителей II категории
осуществляется вручную (электромонтером) путем переключения на
временную резервную цепь, при этом нормируемое время ручного пе-
реключения, как правило, составляет не более 1,15 ч.
Для электро потребителей III категории, как правило, при не-
большой мощности нагрузки в этом подразделении размещается одно
РУ-0,4 кВ.
7.10.2. Обшие положения определения числа
и расположения РУ-0,4 кВ при выполнении
данного учебного Техпроекта СЭСПП
При выполнении данного учебного Техпроекта СЭСПП не зада-
но реальное расположение электроприемников и технологического
оборудования, предполагается, что электроприемники располагаются
равномерно по площади подразделения. С учетом этого предположе-
ния РУ-0,4 кВ размещаются равномерно, с практически одинаковой
площадью «обслуживания».
Расчетное число РУ-0,4 кВ при радиальной схеме питания кабе-
лями ТП-РУ в и-ном подразделении с мощностью полной нагрузки 5ня
(см. § 2.8):
М>унрисч =-^- (7.13)
^к.н.расч
где Зк.н.расч - принятая в данном проекте расчетная мощность кабелей
0,4 кВ, которая определяется номинальным током и мощностью аппа-
ратов до 1 кВ, подключенных к шинам низкого напряжения ТП (см. §0,
табл. 7.1), а также принятым в данном проекте коэффициентом загруз-
ки этих кабелей. Коэффициент загрузки кабелей в нормальном режиме
определяется допустимой перегрузкой в послеаварийном режиме [3,
10]. Полученное расчетное значение Уруярасч округляется до большего
целого М>уя. Если Npy„pac4. меньше 1, то Уру„ = 1.
В данном проекте рекомендуемый, с учетом возможных послеа-
варийных перегрузок, коэффициент загрузки кабелей ТП-РУ
К3.к.рек=0,85.
В табл. 7.8 приведены значения номинальных полных мощно-
стей аппаратов 0,4 кВ, устанавливаемых на ТП 5НОм.ап (табл. 7.1), номи-
нальных сечений алюминиевых жил и мощностей кабелей 0,4 кВ при
прокладке в воздухе с изоляцией БПИ и СПЭ, а также расчетные мощ-
ности нагрузки кабелей при ЛГ5.к.рвк=0,85.
79
Таблица 7.8.
Номинальные полные мощности нагрузок аппаратов ввода и кабелей
0,4 кВ с БПИ и С ПЭ с алюминиевыми жилами при прокладке в воздухе
элемент Параметр Значения
Аппарат ввода Ушжал, кВА 72 115 144 180
Кабель с БПИ F, мм2 50 95 120 185
$иом к.н, кВА 73 109 132 172
S' vRA ^к.н.расч» 62 93 112 146
Кабель с СПЭ F, мм2 25 50 70 120
S' * vRA ‘-’номкаб? Ajjri 67 104 128 181
S' vRA ‘-’натр.кэ65 лип 57 89 109 154
7.10.3. Пример определения числа и расположения
РУ-0,4 кВ при выполнении Техпроекта системы
электроснабжения Мясокомбината
При выполнении Техпроекта предварительно принято, что
большее число кабельных линий низкого напряжения имеют воздуш-
ную прокладку.
При расчетах принимается, что мощность нагрузки по питающих
РУ-0,4 кВ кабельных линий, ^к.н.расч —150 кВА. То есть, сечение жилы
кабеля с БПИ F=185 мм2, а кабеля СПЭ F=120 мм2. При этом следует
также учитывать, что максимальная мощность, которая может проте-
кать по питающей кабельной линии, З'к.н.макс “ 180 кВА (табл. 7.8).
Следовательно, расчетное число РУ-0,4 кВ для каждого подраз-
деления:
М>унрасч = ^- (7.14)
Фактическое число РУ Арул для каждого подразделения равно
округленному до целого значения АРуя, при котором мощность, проте-
кающая по питающим кабельным линиям, не превышает 180 кВА.
Приведем пример расчета для подразделения №1 (табл. 2.6):
РНя “ 1489 кВт; Оц„ = 1450 квар; .$Ип = 2078 кВА.
2078
Расчетное число РУ: Ару1раСч. = = 13,85.
Фактическое число РУ: Apvi =14.
Фактическая мощность нагрузки потребителей, подключенных к РУ:
Т^нагр.РУ!- 14 —106 кВт, 0нагр.РУ1— ^4 _ 104, ьУнагр.РУ1- ^4 — 148кВА.
Расчет для остальных подразделений аналогичен. Результаты
расчёта приведены в табл. 7.9 и отражены на рис. 7.2.
80
Таблица 7.9.
Число, мощности и токи нагрузки потребителей РУ-0,4 кВ подразделений
п Наименование подразделения РНя, кВт Qh„, квар £ни, кВА ^РУлрасч е РнагрТУл? кВт (Энатр.РУи, КВар Унагр-РУи, кВА ЛшгрТУл» -А-
1 Колбасный завод 1489 1450 2078 13,86 14 106 104 148 225
2 Гофтара 218 216 307 2,05 2 109 108 154 234
3 Холодильник №1 273 226 355 2,37 2 137 113 177 269
4 Завод первичной переработки 963 1109 1469 9,79 10 96 111 147 224
5 Лайвстак 90 41 99 0,66 1 90 41 99 151
6 Завод технических фабрикатов 459 597 753 5,02 5 92 119 151 230
7 Завод сыворотки 221 247 331 2,21 2 ПО 124 166 253
8 ЦХВУ 1297 1315 1847 12,32 12 108 ПО 154 234
9 Конденсатная 153 258 300 2,00 2 77 129 150 228
10 Институт 356 320 479 3,19 3 119 107 160 243
11 Машиносчетная станция 161 151 220 1,47 2 80 76 ПО 167
12 Заводоуправление 60 24 65 0,43 1 60 24 65 99
13 Холодильник №2 322 278 425 2,84 3 107 93 142 216
14 Ре монтно-механический цех 247 204 320 2,14 2 123 102 160 243
15 Теплоцех 545 721 904 6,03 6 91 120 151 230
16 Ремонтно-строительные бригады 89 70 114 0,76 1 89 70 114 173
17 Прачечная 74 63 97 0,65 1 74 63 97 148
ГПП
Рис. 7.2. Генплан Мясокомбината с размещением ГПП,
трансформаторов ТП 10/0,4 кВ и РУ-0,4 кВ по подразделениям
Условные обозначения: □ - ТП 10/0,4 кВ; • - АД 10 кВ;
□ - РУ-0,4 кВ
83
7.11. Определение мощности ККУ- 0,4 кВ.
Уточнение фактической загрузки
трансформаторов после установки ККУ-0,4 кВ
В табл. 7.10. приведены значения коэффициента реактивной
мощности потребителей трансформаторов:
(7.15)
^Thi
где реактивная и активная мощности определены без учета потерь
мощности в сети и конденсаторах до 1 кВ, то есть активная нагрузка на
низком напряжении зажимов трансформатора РуН1 — Ртщ.
Значения коэффициента реактивной мощности потребителей
трансформаторов tg(pT„^ 0,79... 1,32, то есть tg(pTf» больше нормируемо-
го для этого узла схемы значения tg(pTHOpM - 0,35 (см. §6.1). Следова-
тельно, возникает необходимость установки компенсирующих уст-
ройств напряжением 0,4 кВ. В данном проекте применяются комплект-
ные конденсаторные установки (ККУ-0,4 кВ) (см. §П.1.3), мощность
которых определяется по балансу реактивных мощностей (см. §6.2.3).
Расчетная мощность батарей конденсаторов низкого напряжения
(БКН) в ККУ-0,4 кВ, установленной на шинах i-го трансформатора:
0бкнфасч £?Tm " (Ттнорм Рц (1§фтш ” 1&фтнорм) Рц (1§фтш 0,3 5). (7.16)
При установке ККУ-0,4 кВ стандартной мощности
0бкн1 - 0бкнфасч реактивная мощность нагрузки на стороне низкого на-
пряжения i-го трансформатора:
(7т ш — (?тш - 0бкш- (7-17)
При установке ККУ-0,4 кВ стандартной мощности полная мощ-
ность нагрузки на стороне низкого напряжения i-ro трансформатора:
!?™=л/Л-/ + 0гш2. (7.18)
Фактический коэффициент загрузки трансформатора в максимум
нагрузки нормального режима:
(7.19)
^ном.Т/
Значения фактического коэффициента загрузки трансформатора
(табл. 7.10. ) ЛГ3.т1 - 0,57...0,71, средний для всех трансформаторов
K3J~ 0,67, что соответствует принятым ранее условиям (см. §7.7).
84
Таблица 7.10.
Выбор мощности конденсаторных установок ККУ-0,4 кВ. Значения
фактического коэффициента загрузки трансформатора в нормальном
режиме максимальных нагрузок_________________________________
№ ТП Рт™, кВт QJni, квар 1 а. S и I i 11© О) О6н1„ квар 2тш, квар f кВА ₽
1.1 668 631 0,94 397 400 231 0,35 707 0,707
1.2 668 631 0,94 397 400 231 0,35 707 0,707
1.3 586 565 0,96 360 375 190 0,32 616 0,616
4.1 703 802 1,14 556 600 202 0,29 731 0,731
4.2 572 596 1,04 396 400 196 0,34 604 0,604
6 678 813 1,20 577 600 214 0,31 710 0,710
8.1 649 658 1,01 431 450 208 0,32 681 0,681
8.2 649 658 1,01 431 450 208 0,32 681 0,681
9 670 716 1,07 482 500 216 0,32 705 0,705
13 631 499 0,79 279 300 200 0,32 663 0,663
15 545 721 1,32 530 550 171 0,31 571 0,571
сумма 7018 7290 1,04 4834 5025 2265 0,32 7374 0,67
Значения коэффициента реактивной мощности нагрузки на сто-
роне низкого напряжения трансформаторов ТП находятся в пределах
0,29< tgtpn <0,35, то есть не превышают рекомендуемых tg(pTpeK=0,35.
Средний для всех трансформаторов tg(pT1=0,32.
Все ККУ-0,4 кВ типа КРМ 0,4 - регулируемые со ступенями ре-
гулирования 10. ..50 квар, число ступеней 7.. .20.
Суммарная мощность ККУ-0,4 кВ <2бкн^Е£?бкш — 5025 квар.
Потери активной мощности в конденсаторах определяются тан-
генс ом угла потерь конденсатора или удельными потерями на единицу
выработанной реактивной мощности. Для конденсаторов 0,4 кВ
jfyfl.K.H-5 Вт/квар.
Суммарные потери активной мощности в ККУ-0,4 при макси-
мальной нагрузке:
АРбк.н.Е— Ад.бк.н 06khs—5я 5025—25,1 кВт. (7.20)
85
7.12. Расчётная электрическая нагрузка
трансформаторов 10/0,4 кВ на стороне высшего
напряжения при учете стандартных реактивных
мощностей ККУ-0,4 кВ
Мощности активной и реактивной нагрузки на стороне высокого
напряжения 10 кВ трансформатора определяются нагрузкой на стороне
низкого напряжения трансформаторов с учетом установленных ККУ и
потерями мощности в трансформаторе:
PjBi -Р-Тн/ + ЛЛт + АРИ К3.ТД (7-21)
Оты — Отш + — Qthi + Аном.ъ (7.22)
Потери полной, активной и реактивной мощности в г-том
трансформаторе напряжением 10/0,4 кВ при фактическом коэффициен-
те загрузки КЗТ1 . (7 19):
АРТ1 - АРШ +АРнагр1 - АРШ +АРК31- (723)
А(?ъ — A<JX, +Л0нагр1 — ‘S'hom.ti '(до^цю ^ЗТ|2)’ С?24)
f725>
где АРщ, АРКЗ, — потери активной мощности холостого хода и короткого
замыкания трансформатора; — ток холостого хода в процентах от
номинального тока трансформатора; wK3I — напряжение КЗ в процентах
от номинального напряжения.
Коэффициент реактивной мощности нагрузки на стороне высо-
кого напряжения
tg^%. (726)
J Твг
86
7.13. Пример определения расчётной электрической
нагрузки трансформаторов 10/0,4 кВ СЭС
Мясокомбината на стороне высшего напряжения
при учете стандартных реактивных
мощностей ККУ-0,4 кВ
Для трансформаторов ТМ-1000/10, установленных в СЭС Мясо-
комбината: АРХ — 1,55 кВт; АРК — 10,2 кВт; 7Х — 1,8 %; wK3 — 5,5 %; но-
минальный ток на стороне 10 кВ 7Тном.в — 57,8 А; ток холостого хода на
стороне 10 кВ7хв — 1 А.
Пример расчета для ТП-1.1 при A?3Tj —0,707 (табл. 7.10.):
АРТ1 - 1,55 + 10,2*0,7072 - 1,55 + 5,1- 6,65 кВт;
1,8 5,5 ,
Л0П - 1000-(у^ + Уоо'0,7072) -45,51 квар;
ASn= л/APti 2 + А(?Г12 = л/б,652 + 45,512 - 46 кВА;
РТв] — 668 + 6,65 675 кВт;
<2тв1,- 231 + 45,51 я# 277 квар;
5Тв1. - \/РтВ12 + <2гв12 = <6752 + 2772 - 729 кВА.
Расчет для остальных ТП аналогичен, результаты расчётов све-
дены в табл. 7.11.
Суммарная нагрузка на стороне высокого напряжения транс-
форматоров: активная РТвХ=7085 кВт, реактивная <2Tbv—2738 квар,
полная 5'твх=7597кВА.
Суммарные потери холостого хода (условно постоянные) актив-
ной мощности в трансформаторах:
Ат
APT.nociS- 2 АРХ, (7.27)
i—1
При одинаковой марке и номинальной мощности трансформато-
ров и числе Ат условно постоянные потери активной мощности в
трансформаторах:
АРт.пост1-Ат АРщ-И 1,55-17,1 кВт. (7.28)
Суммарные нагрузочные (условно переменные) потери активной
мощности в максимум нагрузки трансформаторов при коэффициенте
загрузки АГЗТ, (табл. 7.11):
А
АРт.нагрХ— S APjqj A^
1-1
— 50,7 кВт.
(7.29)
87
Таблица 7.11.
Потери мощности в трансформаторах 10/0,4 кВ. Нагрузки трансформа-
торов на вводе 10 кВ
Хе ТП Рт™ , кВт 2тй„ квар ₽ £ и i S < Ё ч 5 С- а CD <1 vas tJIsv Ртк, кВт Отв1, квар У0Я
1.1 668 231 0,707 5,10 6,65 45,51 45,99 675 277 729
1.2 668 231 0,707 5,10 6,65 45,51 45,99 675 277 729
1.3 586 190 0,616 3,87 5,42 38,88 39,26 591 229 634
4.1 702 202 0,731 5,45 7,00 47,37 47,89 709 249 752
4.2 571 196 0,604 3,72 5,27 38,06 38,42 577 234 622
6 677 214 0,710 5,14 6,69 45,73 46,22 684 259 731
8.1 649 208 0,681 4,73 6,28 43,50 43,96 655 251 701
8.2 649 208 0,681 4,73 6,28 43,50 43,96 655 251 701
9 671 216 0,705 5,07 6,62 45,31 45,79 677 262 726
13 632 200 0,663 4,48 6,03 42,15 42,58 638 242 682
15 545 171 0,571 3,33 4,88 35,94 36,27 550 207 588
сумма 7018 2267 50,7 68 471 476 7086 2738 7597
88
8. КАБЕЛИ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 6-10 кВ
8.1. Пример выбора топологической схемы и трасс
кабельных линий 10 кВ в СЭС Мясокомбината
8.1.1. Выбор вида схемы кабельных линий 10 кВ
При выборе схемы кабельных линий 10 кВ следует руководство-
ваться рекомендациями гл. 5. Схема СЭС 10 кВ Мясокомбината вы-
полняется одноступенчатой (без РП-10 кВ). Питание четырех асин-
хронных двигателей АД 10 кВ выполняется четырьмя радиальными
кабельными линиями от двух секций 10 кВ ГПП.
Питание однотрансформаторных ТП 10/0,4 кВ выполняется ка-
бельными линиями по одиночной магистральной схеме с общим ре-
зервным участком магистрали («перемычкой»). Число трансформато-
ров с номинальной мощностью 1000 кВА и с коэффициентом загрузки
А'з.т! ~0,7, присоединенных к одной магистрали в нормальном режиме с
разомкнутой перемычкой, Атл—2...3, поскольку (см. §5.2) мощность
полной нагрузки головного участка магистральной схемы при кабель-
ной прокладке не должна превышать 5 MBA, а число трансформато-
ров, присоединенных к магистрали, не должно быть больше 5.
8.1.2. Топологическая схема кабельных линий 10 кВ
На основе вышеприведенных расчетов и генерального плана
Мясркрмбината определяются топологические схемы питания его по-
требителей кабельными линиями 10 кВ (рис.8.1).
Согласно топологической схеме (рис.8.1) к каждой секции шин
10 кВ ГПП присоединены четыре кабельных линии 10 кВ (табл. 8.1), с
участками между присоединениями (табл. 8.2).
Таблица 8.1.
Присоединения к секциям шин 10 кВ ГПП и кабельным линиям 10 кВ
Секция шин 10 кВ ГПП Номер КЛ 10 кВ Присоединения к КЛ 10 кВ
1 1 АД1
3 АДЗ
5 ТП-6; ТП-4.2; ТП-1.2
7 ТП-9; ТП-8.2; ТП-1.3
2 2 АД2
4 АД4
6 ТП-13;ТП-15
8 ТП-4.1; ТП-8.1; ТП-1.1
89
Таблица 8.2.
Участки кабельных линий 10 кВ между присоединениями
№ Начало — Конец участка КЛ 10 кВ Вид участка № Начало — Конец участка КЛ 10 кВ Вид участка
1 ГПП секция 1- АД-1 рабочий 2 ГПП секция 2 - АД-2 рабочий
3 ГПП секция 1 -АД-3 резерв 4 ГПП секция 2 - АД-4 резерв
5 ГПП секция 1 -ТП6 рабочий 6 ГПП секция 2 -ТП- 4.1 рабочий
9 ТП6 -ТП4.2 рабочий 10 ТП4.1 -ТП8.1 рабочий
И ТП4.2-ТП1.2 рабочий 12 ТП8.1 -ТП1.1 рабочий
7 ГПП секция 1 - ТП 9 рабочий 8 ГПП секция 2 - ТП13 рабочий
13 ТП9 - ТП8.2 рабочий 14 ТП13-ТП15 рабочий
15 ТП8.2-ТП1.3 рабочий 16 ТП1.1 -ТП1.2 перемычка
17 ТП1.3-ТП15 перемычка
8.1.3. Трассы прокладки кабельных линий 10 кВ
При размещении кабельных линий по трассам на генплане сле-
дует ориентироваться на соответствующую топологическую схему, а
также на конструктивное выполнение ГПП.
После предварительного размещения кабельных линий по трас-
сам следует определить число кабелей на участках между присоедине-
ниями к узлам 10 кВ и отметить это число цифрой и рисками (слэш) на
трассе. Далее определить вид подземного сооружения, учитывая, что
число кабелей в траншее не должно быть больше шести (см. §5.5).
На рис. 8.2 приведены трассы 4 траншей прокладки кабельных
линий 10 кВ, отходящих от РУ-10 кВ ГПП. Первая траншея с одной
рабочей КЛ №1. Вторая траншея с двумя рабочими К Л №5 и №7 и од-
ной резервной КЛ № 3. Третья траншея с двумя рабочими КЛ № 2 и №
8. Четвертая траншея с двумя рабочими КЛ №4 и №6 и одной резерв-
ной КЛ № 4.
Кабели 10 кВ проложены в траншеях, за исключением кабеля
«перемычки» между ТП1.1 и ТП1.2, проложенного по стене здания.
90
Рис 8.1. Топологическая схема кабельных линий 10 кВ для под-
ключения трансформаторов 10/0,4 кВ и асинхронных двигателей 10 кВ
Условные обозначения
Кабели рабочие 10 кВ __________________________
Кабели резервные (перемычка) 10 кВ между ТП-----------
91
Рис 8.2. Трассы прокладки кабельных линий 10 кВ
Условные обозначения:
Прокладка кабелейЮ кВ в траншее
Прокладка кабелейЮ кВ в траншее в лотке-----------
Число рабочих и резервных кабелей 10 кВ в траншее /////
92
8.2. Общие положения выбора марки
и сечения жил кабелей при напряжении выше 1 кВ
Исходные данные, определяющие выбор марки и сечения жилы
кабеля [3, 11, 17]: условия среды (коррозийная активность, блуждаю-
щие токи, влажность, пожаро- и взрывоопасность); материал жилы
(алюминий, медь); условия прокладки кабельной линии (земля, воздух,
вода); расчетный ток линии 7раСч.норм нормального режима; расчетный
ток линии /расч.п.ав послеаварийного режима (при его наличии); ток
трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ГПП 1ПСистх^ и длительность протека-
ния этого тока Zn; длина линии; параметры суточного и годового гра-
фиков нагрузки; допустимые перегрузки в нормальном и послеаварий-
ном режимах.
Сечения жил кабелей при напряжении выше 1 кВ определяют
следующие факторы: экономические; нагрев от кратковременного вы-
деления теплоты при токах КЗ; нагрев от длительного выделения теп-
лоты при токах нормального и послеаварийного режима; потери на-
пряжения от проходящего тока в нормальном и послеаварийных режи-
мах.
Определенные по указанным критериям расчетные сечения ка-
белей: по экономической плотности тока F3K, термической стойкости
токам КЗ нагреву в нормальном и послеаварийных режимах
Г’дл.нагр, допустимым потерям напряжения F^u округляют до ближай-
ших стандартных сечений. Из полученных стандартных сечений выби-
рают большее.
Марка и сечение жилы всех участков магистральной линии, как
рабочих, так и резервных кабелей, принимаются той же марки, что и
марка головного участка, и равной сечению жилы головного участка.
Экономически целесообразное сечение жил определяют пред-
варительно по расчетному току линии /Норм нормального режима и эко-
номической плотности тока/эк [10]:
„ Лнорм и
” расч.эк . (.0 1J
Уэк
Найденное расчетное сечение по (8.1) округляется до ближайше-
го стандартного.
Минимальное термически стойкое токам КЗ расчетное сече-
ние кабеля:
расчкз
93
где /псиетт^ - суммарный действующий ток трехфазного КЗ от
энергосистемы и высоковольтных двигателей; tn — приведенное расчет-
ное время КЗ; С — термический коэффициент (функция) для кабелей.
В тех случаях, когда для кабелей и проводов известны значения
односекундного тока термической стойкости (допустимого односе-
кундного тока КЗ) /т, их проверку на термическую стойкость при КЗ
допустимо проводить путем сравнения интеграла Джоуля Вг: с квадра-
том односекундного тока термической стойкости. Термическая стой-
кость кабеля или провода обеспечивается при выполнении условия
BK = I2-tK < (8.3)
где Д- односекундный ток термической стойкости и допустимое
время его действия^ = 1 с; Вг: = 4'4 — интеграл Джоуля (расчётный
тепловой импульс); 4 — время протекания тока трехфазного КЗ 1К.
Значения односекундного тока термической стойкости для кабе-
лей приведены в ГОСТ Р 521036-2010. Если нагрузка кабелей до КЗ
меньше продолжительно допустимой, то указанные в таблицах ГОСТ
значения односекундного тока термической стойкости следует умно-
жить на соответствующий поправочный коэффициент.
Найденное расчетное сечение по (8.2) округляется до ближайше-
го стандартного.
Наибольшие допустимые токовые нагрузки должны быть ус-
тановлены для каждой кабельной линии. Нагрузки определяются по
участку трассы с наихудшими тепловыми условиями, если длина уча-
стка не менее 10 м.
Этими участками могут быть:
— Участок с более высокой температурой окружающей среды,
чем принятая температура для всей трассы,
— Участок трассы с числом кабелей больше одного;
— Участок открыто (на воздухе) проложенного кабеля;
— Участок прокладки в блоке.
Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий
выбранное сечение должно быть проверено по фактически допустимой
длительной нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном ре-
жимах по условию:
Дасч^Адоп. факт ? (8-4)
где /расч — расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;
Аоп.факт- фактически допустимая токовая нагрузка.
При /расч>/доп. факт (8.5)
выбирается следующее большее сечение жилы и проверка по нагреву в
нормальном и послеаварийном режимах повторяется.
94
Фактически допустимая токовая нагрузка кабелей в нор-
мальном и послеаварийном режимах работы:
7доп. факт-/цоп.табл’^’^прокл’^перэ (8-6)
где /доп.табл — допустимая длительная токовая нагрузка, определяемая по
табличным данным справочника для выбранного способа прокладки
кабеля в зависимости от марки кабеля;
kv — коэффициент, учитывающий фактическую температуру окру-
жающей среды;
&прокл — коэффициент, учитывающий количество рядом проложенных
кабелей, резервные кабели, не нагруженные током, при определении
числа рядом проложенных кабелей в расчет не принимаются [9];
&пер — коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки
и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента
предварительной нагрузки [3, 10].
Кабельные линии 10 кВ, несущие в нормальном режиме нагруз-
ки меньше номинальных нагрузок, могут перегружаться.
На время ликвидации аварий для кабельных линий с БПИ до 10
кВ включительно допускаются перегрузки в течение 5 суток [3, 10].
По рекомендации заводов-изготовителей при эксплуатации
СПЭ-кабелей допускаются кратковременные перегрузки, например, на
период ликвидации аварии. В таких режимах увеличение температуры
токоведущей жилы СПЭ-кабелей напряжением до 110 кВ включитель-
но допускается до значения 130 °C. Соответствующие указанной тем-
пературе допустимые значения тока в режимах перегрузки определя-
ются умножением допустимого длительного тока на коэффициент пе-
регрузки Алер.п.а = 1,23 при прокладке в земляной траншее; Апер.п.я =1,27
при открытой прокладке в воздухе. Режим перегрузки СПЭ-кабелей
допускается не более 8 ч в сутки, не более 100 ч в год и не более 1000 ч
за срок службы кабеля.
Для кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката и
полиэтилена — до 10 % при их прокладке в земле и на воздухе на время
максимумов нагрузки не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если на-
грузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номи-
нальной.
Проверка сечения жилы кабеля по потерям напряжения
Линии систем электроснабжения напряжением 10 кВ длиной ме-
нее 1 км по потерям напряжения не проверяются.
Если длина кабеля напряжением выше 1 кВ превышает 1 км, то
потери напряжения £±ипь на неразветвленном участке линии от узла
95
«п» до узла «к» с сопротивлением R„k + при протекании мощности
Рик jQnk-
. тт — ’^л*' Q«k ’Х»к ,о
тт (8.7)
^НОМ
При длине участка Lnk и определенном для данного класса номи-
нальных напряжений удельного индуктивного сопротивления х0
[Ом/км], сечение участка линии, выбираемого по допустимым потерям
напряжения д (7ДОП, определяется из выражения
„ _ Pnk-LgfVb__________1_______
UHOU (Л^доп-Л^допт)’
где рп — удельное активное сопротивление для выбранного мате-
риала проводника; для алюминия ро = 31,5 Ом мм2/км; Д (/допх — потери
напряжения, обусловленные реактивными мощностями и сопротивле-
ниями:
(8.9)
8.3. Пример определения марки кабелей 10 кВ
и сечений жил в СЭС Мясокомбината
8.3.1. Расчётная электрическая нагрузка
кабельных линий 10 кВ
Расчетная мощность, протекающая в нормальном режиме рабо-
ты по головному участку магистральной линии (присоединение №8 ко
второй секции шин 10 кВ ГПП), питающей ТП-4.1; ТП-8.1; ТП-1.1 (см.
табл. 7.11,8.1,8.2):
^расч.норм8^\/(Ртв4Л "1“ ^ТВвЛ ~’“Г>тВ1 [)2 + ((Ттв4.1 + (Tt.bS.1 "1“ 0Гв1.1)2—
=^(709 + 655 + 675)2 + (249 + 251 + 227)2=2 182,2кВА,
где Ртмл; Л-ил; Ртмл; &ГМ.1; Филь 0Г.1.1 - активные и реактивные
мощности нагрузки трансформаторов на вводе высокого напряжения.
Расчетный ток линии в нормальном режиме:
I _ ‘Урасч.носм8 _ 2182,2 _
4расч. нормб
В послеаварийном режиме к рассматриваемой магистральной
линии через резервную линию (перемычку) подключается вся нагрузка
линии №5 с ТП-6, ТП-4.2, ТП-1.2.
Расчетная мощность, протекающая по головному участку линии
№ 8 в послеавариИном режиме с учетом нагрузки линии №5:
96
5расч,1гa$^j(PТв4.1 + РГв8.1 + РГВ1.1 + ^Твб + Тв4.2 + РГв1 .з)2+
+л/(£?Гв4.1 + !?Тв8,1 + <2тв1.1 + !?Тв6 + !?Тв4.2 + £?Гв1.2)2=
=У(709 + 655 + 675 + 684 + 577 + 675)2+
+ д/ (249 + 251 +227 + 259 + 234 + 277)- = 4265 кВА.
Расчетный ток линии №8 в послеаварийном режиме:
т _ ‘Урасч.п.ай _ 4265 _
/рвс,.п.в8 ф>[/ном ^з40 246,2 А.
В табл. 8.3 приведены расчётные электрические нагрузки в нор-
мальном и послеаварийном режимах головных участков кабельных
линий 10 кВ.
Таблица 8.3
Расчётная электрическая нагрузка в нормальном и послеаварийном
режимах головных участков кабельных линий 10 кВ. Экономически
целесообразное сечение жилы для кабеля марки АСЕ при = 3600 ч.
Выбранные сечения жил головных участков кабельных линий с учетом
экономической целесообразности и нагреву током КЗ _______________
Номер КЛ 10 кВ Присоединения кКЛ 10 кВ *5расч.норм, кВА ^расч.норм, А ^расч.п.а, кВА aj' с 4 И л j и ь,” Fвыбр,
1 АД1 562 32 - - 23 25 50
3 АДЗ 562 32 - - 23 25 50
5 ТП6; ТП4.2; ТП1.2 2083 120 4265 246 86 95 95
7 ТП9; ТП8.2; ТП1.3 2062 119 3331 192 85 95 95
2 АД2 562 32 - - 23 25 50
4 АД4 562 32 - - 23 25 50
6 ТП13; ТП15 1270 73 3331 192 52 50 50
8 ТП4.1;ТП8.1; ТП1.1 2182 126 4265 246 90 95 95
97
В табл. 8.4 приведены расчётные электрические нагрузки в нор-
мальном режиме участков кабельных линий 10 кВ и их длины, которые
определены по рис. 8.2. Длины участков КЛ меньше 1 км.
Таблица 8.4.
Расчётная электрическая нагрузка в нормальном режиме 5раСч.норм и
/раеч. норм учаСТКОВ КаббЛЬНЫХ ЛИНИЙ 10 кВ И ИХ ДЛИНЫ L„k_________
% Начало участка КЛ Конец участка КЛ S ч ‘ЗрасЧ'Нормл кВА ^расч, норм, А
1 ГПП секция 1 АД1 270 563 33
2 ГПП секция 2 АД2 274 563 33
3 ГПП секция 1 АДЗ 243 563 33
4 ГПП секция 2 АД4 239 563 33
5 ГПП секция 1 ТП6 96 2083 120
6 ГПП секция 2 ТП 4.1 155 2182 126
7 ГПП секция 1 ТП9 190 2062 119
8 ГПП секция 2 ТП 13 274 1270 73
9 ТП6 ТП 4.2 149 1352 78
10 ТП 4.1 ТП8.1 101 1431 83
11 ТП 4.2 ТП 1.2 116 730 42
12 ТП8.1 ТП 1.1 55 730 42
13 ТП 9 ТП8.2 94 1336 77
14 ТП 13 ТП 15 150 588 34
15 ТП8.2 ТП 1.3 56 634 37
16 (резерв) ТП 1.1 ТП 1.2 106 2182 126
17 (резерв) ТП 1.3 ТП 15 309 2062 119
98
8.3.2. Определение сечения жил кабелей 10 кВ
по экономической целесообразности и нагреву током КЗ
Кабельные линии 10 кВ в СЭС Мясокомбината выполнены кабе-
лем марки АСБ и проложены в траншеях.
Для кабелей с бумажно-масляной изоляцией и алюминиевыми
жилами при числе часов использования наибольшей нагрузки в год
равном Гнб — 3600 ч, j3K = 1,4 А/мм2 [10]. Расчетное сечение по эконо-
мической плотности тока (8.1) для кабельной линии № 5:
Fpac4.3Ki= ^™рм5 = =86 мм2. Стандартное сечение =95 мм2.
Уэк
В табл. 8.3 приведены расчётные значения /7’раСч.эк экономически
целесообразных сечений жил и соответствующие стандартные сечения
7sK головных участков кабельных линий 10 кВ.
Минимальное сечение кабелей 10 кВ по условию термической
стойкости к токам КЗ (8.2):
4902-л/0^5
^расчКЗ q 43,9 ММ .
Суммарное действующее значение тока трехфазного КЗ на ши-
нах 10 кВ ГПП (см. §0): 1по^ ~ 4902 А. Для марки АСБ кабелей тер-
мический коэффициент С = 90 Ал/с/мм2 [17].
Расчетное время КЗ 1а определяется как сумма времени срабаты-
вания релейной защиты, защищающей отходящий от шин 10 кВ ГПП
кабель, при возникновении КЗ Д>з и полного времени отключения ее
выключателя ^.отка. Примем: ?р3 = 0,6 с; на отходящих от шин 10 кВ
ГПП кабельных линиях установлены вакуумные выключатели типа
ВБК2-10-20/630 с ?п.в.откл. = 0,05с. Тогда расчетное время КЗ:
/п = 6>з + бквоткл.= 0,6 -I- 0,05 = 0,65 с. (8.10)
Стандартное минимальное сечение кабелей 10 кВ по условию
термической стойкости к токам КЗ Гкз = 50 мм2.
Для дальнейшей проверки выбраны сечения жил FBbI6P, большие
из полученных F-ж и FK3 (табл. 8.3).
8.3.3. Проверка выбранного сечения жил кабелей 10 кВ
по нагреву токами нормального и послеаварийного
режима и потерям напряжения
Фактически допустимая токовая нагрузка кабелей в нормальном
и поелеаварийном режимах работы рассчитывается по
/доп. факт-Гдоп.табл’^’^прокл’^пер. ? (8.6).
99
Допустимая длительная токовая нагрузка кабеля марки АСБ при
прокладке в земле для определенных выше (табл. 8.3) сечений жил
50 мм22дОП.табл=180 А; для жил 95 мм2/доп.та6л = 265 А.
Коэффициент предварительной нагрузки кабеля (коэффициент
загрузки):
Аэ.к = -^- (8.11)
^доггтабл
Для кабельной линии № 5:
, _ /нопмЗ
лэ.к5 т
*доп.табл5
120
265
= 0,45.
Коэффициент, учитывающий фактическую температуру окру-
жающей среды kv = 1,24 [3, 10] при средней температуре 0°С зимой
земли на глубине 80 см, в которой проложены кабели, и максимально
допустимой температуре 70°С жил кабеля марки АСБ в нормальном
режиме.
Коэффициент, учитывающий количество рядом проложенных
кабелей £про1СЛ=0,92 [3, 10] при прокладке в одной траншее двух кабелей
и расстоянии между ними в свету 200 мм.
Коэффициент перегрузки в нормальном режиме &Пер.норм=1,15 при
коэффициенте предварительной загрузки, равном 0,6, и длительности
допустимой перегрузки кабеля в нормальном режиме работы 3 ч.
Коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме &пер.п.а=1,35
при коэффициенте предварительной загрузки = 0,45 (< 0,6), и дли-
тельности допустимой перегрузки кабеля в послеаварийном режиме
работы, равной 3 ч на время его ликвидации в течение 5 суток.
Фактически длительно допустимый ток в нормальном режиме
для кабельной линии №5 при прокладке двух кабелей в траншее:
/доп. факт. нормЗ /доп.таблЗ' ^'^прокл' ^пер.норм 265*1,24*0,92*1,15 348 А.
Ток нагрузки кабеля №5 в нормальном режиме /норм5 —120 А
(табл. 8.3), то есть меньше 348 А, следовательно, кабель марки
АСБ-10-3*95 удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева в
нормальном режиме работы.
Для послеаварийного режима: Оперла = 1,35.
Фактически длительно допустимый ток в послеаварийном режи-
ме для кабельной линии №5 при прокладке двух кабелей в траншее
№ 2 (резервный кабель № 3 не учитывается):
/доп. факт.п.аЗ. = /доп.таблЗ' V^ipoKn' ^пер.п.а =265* 1,24*0,92* 1,35 = 408 А.
Ток нагрузки кабеля №5 в послеаварийном режиме /норМ5 =247 А
(табл. 8.3), то есть меньше 408 А, следовательно, кабель АСБ-10-3*95
100
удовлетворяет условию длительно допустимого нагрева в послеава-
рийном режиме работы.
Расчет для остальных кабельных линий аналогичен. Отметим,
что кабели № 1; 2; 3; 4, питающие АД-10 кВ, не имеют послеаварийно-
го режима.
Результаты расчётов приведены в табл. 8.5.
Кабели №№ 1...4 имеют марку АСЕ-10-3*50. Кабели головных
(№№ 5...8) и остальных участков(№№ 9...17) имеют марку
АСЕ-10-3*95.
Таблица 8.5.
Проверка по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах вы-
бранных сечений жил головных участков кабельных линий
№КЛ №1 №2 №3 (резерв) №4 (резерв) №5 №6 №7 №8
ЕГ 2 Т* выбр» ММ 50 50 50 50 95 95 95 95
Ат .до п. табл. 1 А 180 180 180 180 265 265 265 265
Номер траншеи №2 №3 №2 №3 №4 №1 №2 №3
Число рабочих кабелей л. 2 2 2 2 1 1 2 2
^лрОнл 1 0,92 0,87 0,87 0,92 0,92 0,92 0,92
/цйп. фал т.н Орм 236 236 236 236 378 378 348 348
норм, А 33 33 33 33 120 126 119 73
А- ллрвд.нАгр. - - - - 0,45 0,48 0,45 0,28
/цйп. фант.п.а - - - - 444 444 408 408
5рдсч_п.а, кВА. - - - - 4265 3332 3332 4265
Амсч.п.а, А. - - - - 247 193 193 247
Fn мм2 50 50 50 50 95 95 95 95
8.4. Потери активной мощности
в кабелях 10 кВ
Потери активной мощности в максимум нагрузки нау-том участ-
ке кабельной линии 10 кВ длиной ZK EJ, сечением жилы FK BJ, удельным
сопротивлением металла жилы р:
ЛР...;-3^ТР'£"
Г кву
7р.норму - расчётный ток на /-том участке кабельной линии 10 кВ.
101
Суммарные максимальные потери активной мощности во всех
участках кабельных линий 10 кВ
ЛРК.В.Г ЕАРК.В,. (8.13)
В табл. 8.6 представлены потери активной мощности на участ-
ках кабельных линий 10 кВ СЭС Мясокомбината при режиме макси-
мальных нагрузок, удельное сопротивление алюминиевой жилы
р =31,5 Ом/мм2 км.
Суммарные потери активной мощности в максимум нагрузки в
кабелях 10 кВ ЛРке.е= 13 кВт.
Таблица 8.6.
Потери активной мощности на участках кабельных линий 10 кВ при
режиме максимальных нагрузок ______________________________
Хе участка кл,- Начало участка КЛ Конец участка КЛ ^к.вр М ^рлюрм/, А Те S 51 1 di й,“ <
1 ГПП секция 1 АД1 270 33 50 0,55
2 ГПП секция 2 АД2 274 33 50 0,56
3 ГПП секция 1 АДЗ 243 33 50 0,49
4 ГПП секция 2 АД4 239 33 50 0,49
5 ГПП секция 1 ТП6 96 120 95 1,40
6 ГПП секция 2 ТП4.1 155 126 95 2,48
7 ГПП секция 1 ТП9 190 119 95 2,73
8 ГПП секция 2 ТП 13 274 73 95 1,49
9 ТП 6 ТП4.2 149 78 95 0,92
10 ТП4.1 ТП8.1 101 83 95 0,70
И ТП4.2 ТП 1.2 116 42 95 0,57
12 ТП8.1 ТП 1.1 55 42 95 0,17
13 ТП 9 ТП8.2 94 77 95 0,21
14 ТП 13 ТП 15 150 34 95 0,10
15 ТП 8.2 ТП 1.3 56 37 95 0,08
Суммарные потери активной мощности в максимум нагрузки 13 кВт
102
9. КАБЕЛИ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ 0,4 кВ
9.1. Пример выбора топологической схемы
и трасс кабельных линий 0,4 кВ
9.1.1. Выбор вида схемы кабельных линий 0,4 кВ
При выборе схемы кабельных линий 0,4 кВ следует руково-
дствоваться рекомендациями гл.5.
В данном проекте выполняются питающие сети 0,4 кВ от шин
ТП до распределительных устройств РУ-0,4 кВ по радиальной схеме с
учетом расположения РУ-0,4 кВ, определенного в §7.10.
Надежное питание электропотребителей I категории (холодиль-
ники в подразделениях № 3, 8, 13 см. табл. 7.4) обеспечивается под-
ключением питающих кабелей 0,4 кВ (ТП - РУ-0,4 кВ) от двух ТП,
присоединенных к разным секциям шин 10 кВ ГПП, а также примене-
нием АВР непосредственно на цеховых распределительных устройст-
вах РУ-0,4 кВ.
Электро потребители II и III категории получают питание от
РУ-0,4 кВ, присоединенных по радиальной схеме от шин 0,4 кВ ТП,
находящейся в зоне их нагрузок (табл. 7.7).
9.1.2. Топологические схемы кабельных линий 0,4 кВ
На первом этапе проектирования следует нанести вариант топо-
логической схемы кабельных линий 0,4 кВ на Генплан с размещением
подразделений, ГПП, ТП 10/0,4 кВ и РУ-0,4 кВ (рис. 9.1).
9.1.3. Трассы прокладки кабельных линий 0,4 кВ
При размещении кабельных линий по трассам на генплане сле-
дует ориентироваться на соответствующую топологическую схему.
Трассы кабельных линий 0,4 кВ в соответствии с рекомендация-
ми (см. §5.5) прокладываются преимущественно внутри помешений на
лотках или в коробах. Однако часть кабельных линий, присоединенных
к ТП, находящемся в одном подразделении, и питающих РУ-0,4 кВ,
находящихся в другом подразделении, прокладываются в подземных
сооружениях (траншеях). Прокладка кабельных линий, питающих по-
требителей I категории, предусматривается по отдельным, изолирован-
ным одна от другой трассам, от каждого независимого источника пи-
тания.
На рис. 9.2 приведены трассы прокладки кабельных линий 0,4
кВ, отходящих от ТП-10/0,4 до РУ-0,4 кВ.
103
Рис 9.1. Топологическая схема кабельных линий 0,4 кВ
от ТП до РУ-0,4 кВ
Условные обозначения
Кабель ТП до РУ-0,4 кВ _________________________
104
Рис 9.2. Трассы прокладки кабельных линий 0,4 кВ
Условные обозначения:
Прокладка рабочих кабелей 0,4 кВ в лотках (воздух)
Прокладка рабочих кабелей 0,4 кВ в траншеях (земля)----
Число кабелей 0,4 кВ на головном участке прокладки /////
105
9.2. Расчетные нагрузки и длины кабелей до 1 кВ
В табл. 9.1 представлены длины рабочих кабельных линий меж-
ду ТП и РУ- 0,4 кВ, на основании данных табл. 7.9 приведены значе-
ния токов нагрузки в нормальном режиме 7норм для всех линий с учетом
числа кабелей, питающих РУ. Два кабеля 0,4 кВ питают РУ с потреби-
телями первой категории (РУ-3.(1; 2; 3); РУ-8.(1...1О); РУ-13.(1; 2; 3),
поэтому нагрузка этих кабелей в нормальном режиме равна половине
нагрузки РУ (см. табл. 7.9.), а в послеаварином режиме 1ал равна всей
нагрузке РУ. Остальные РУ подключены к одному кабелю, которые не
имеют послеаварийного режима.
Длины линии Л и по конструкциям прокладки (траншея и лоток)
и число кабелей на головных участках Укн, определенные по рис. 9.1 и
9.2. Внутри подразделений прокладка осуществляется на лотках и в
коробах (среда - воздух), а вне подразделений - в траншеях (среда -
земля). При двух видах конструкции прокладки одной линии среда,
определяющая допустимый табличный ток кабеля, выбрана по худше-
му условию прокладки для выбранной марки кабеля. Для кабелей мар-
ки АПвБбШп(г) с изоляцией СПЭ значения допустимого табличного
тока при прокладке в траншее (земле) меньше, чем значения допусти-
мого табличного тока при прокладке в лотке (воздухе). Поэтому в этом
случае худшими условиями окружающей среды является прокладка в
земле.
9.3. Общие положения выбора марки
и сечения жил кабелей до 1 кВ
Согласно ПУЭ сечения жил кабелей до 1 кВ сетей промышлен-
ных предприятий при числе часов использования наибольшей нагрузки
в год меньше 4000-5000 ч не выбираются по экономической плотности
тока.
При выявлении расчетного сечения жилы кабелей низкого на-
пряжения по условию минимума дисконтированных затрат экономи-
чески целесообразное сечение F3K жилы кабеля до 1 кВ при расчетном
токе нормального режима 2норм:
р = J Т Р = J f f9 13
4ЭК JHOpM I -*норм /эк» V”*1?
"\/3k.hF
где т - число часов максимальных потерь мощности, которое опреде-
ляется по (§11.1); сэ д - дисконтированная стоимость 1 кВт ч электро-
106
иу у 2
энергии (см. §14.1); 3k.hf [— ?—.] —удельные затраты на [мм км] ка-
ММ км
беля до 1 кВ (см. §11.1.2. Кабели), р — удельное активное сопротивле-
ние для выбранного материала проводника.
Расчетное сечение кабеля с длиной I* при допустимых потерях напря-
жения:
_ _ лД /норм Др
Г'ДП- дгг (9-2)
^^доп
При расчетах обычно принимают допустимые потери напряжения
АС/ДОП= 19 В (5% от (7„ОМ=380 В).
Из двух полученных значений сечений жилы кабеля до 1 кВ
(F3S и F^u) для дальнейшей проверки выбирают большее.
Выбранное сечение жил кабелей 0,4 кВ должно быть проверено
по условиям длительно допустимого нагрева в нормальном и послеава-
рийном режимах.
Кабельные линии 0,4 кВ имеют мгновенную защиту от токов КЗ
при установке в узлах их присоединения к шинам ТП как автоматиче-
ских выключателей, так и предохранителей, поэтому проверка их сече-
ний по условию термической стойкости к токам КЗ не проводиться.
Проверка выбранного сечения жил кабелей 0,4 кВ по условиям
длительно допустимого нагрева в нормальном и послеаварийном ре-
жимах осуществляется аналогично проверке для кабелей 10 кВ. Отме-
тим, что поелеаварийный режим имеют только кабельные линии, пи-
тающие РУ, к которым подключены электроприемники первой катего-
рии.
Таблица 9.1
Нагрузки нормального режима питающих рабочих кабелей 0,4кВ, их
длины и определяющая допустимый ток среда прокладки________
№ КЛ 0,4 кВ Начало КЛ Конец КЛ £к[1, м траншея £кн, м лоток £кн, м сумма Среда < Z £
1 ТП 1.1 РУ 1.5 74 74 воздух 225
2 ТП 1.1 РУ 1.6 52 52 воздух 225
3 ТП 1.1 РУ 1.7 52 52 воздух 225
4 ТП 1.1 РУ 1.8 74 74 воздух 225
107
5 ТП 1.1 РУ 1.9 98 98 воздух 225
6 ТП 1.1 РУ 3.1 78 78 воздух 135
7 ТП 1.1 РУ 3.2 144 144 воздух 135
8 ТП 1.2 РУ 1.10 135 135 воздух 225
9 ТП 1.2 РУ 1.11 111 111 воздух 225
10 ТП 1.2 РУ 1.12 89 89 воздух 225
11 ТП 1.2 РУ 1.13 45 45 воздух 225
12 ТП 1.2 РУ 1.14 67 67 воздух 225
13 ТП 1.2 РУ 3.1 63 63 воздух 135
14 ТП 1.2 РУ 3.2 129 129 воздух 135
15 ТП 1.3 РУ 1.1 20 20 воздух 225
16 ТП 1.3 РУ 1.2 43 43 воздух 225
17 ТП 1.3 РУ 1.3 66 66 воздух 225
18 ТП 1.3 РУ 1.4 113 113 воздух 225
19 ТП 1.3 РУ 11.1 21 28 49 земля 167
20 ТП 1.3 РУ 11.2 45 28 73 земля 167
21 ТП4.1 РУ 4.1 10 10 воздух 224
22 ТП4.1 РУ 4.2 19 19 воздух 224
23 ТП4.1 РУ 4.3 50 50 воздух 224
24 ТП4.1 РУ 4.4 59 59 воздух 224
25 ТП4.1 РУ 4.5 69 69 воздух 224
26 ТП4.1 РУ 7.1 72 12 84 земля 253
27 ТП4.1 РУ 7.2 27 12 39 земля 253
28 ТП4.2 РУ 4.6 11 11 воздух 224
29 ТП4.2 РУ 4.7 21 21 воздух 224
30 ТП4.2 РУ 4.8 51 51 воздух 224
31 ТП4.2 РУ 4.9 60 60 воздух 224
32 ТП4.2 РУ 4.10 81 81 воздух 224
33 ТП4.2 РУ 5 87 12 99 земля 151
34 ТП6 РУ 6.1 24 24 воздух 230
35 ТП6 РУ 6.2 63 63 воздух 230
36 ТП6 РУ 6.3 12 12 воздух 230
37 ТП6 РУ 6.4 88 88 воздух 230
38 ТП6 РУ 6.5 40 40 воздух 230
108
39 ТП6 РУ 2.1 43 32 75 земля 234
40 ТП6 РУ 2.2 43 8 51 земля 234
41 ТП8.1 РУ 8.1 11 11 воздух 117
42 ТП8.1 РУ 8.2 14 14 воздух 117
43 ТП8.1 РУ 8.3 18 18 воздух 117
44 ТП8.1 РУ 8.4 22 22 воздух 117
45 ТП8.1 РУ 8.5 25 25 воздух 117
46 ТП8.1 РУ 8.6 14 14 воздух 117
47 ТП8.1 РУ 8.7 17 17 воздух 117
48 ТП8.1 РУ 8.8 21 21 воздух 117
49 ТП8.1 РУ 8.9 25 25 воздух 117
50 ТП8.1 РУ 8.10 28 28 воздух 117
51 ТП8.1 РУ 8.11 32 32 воздух 117
52 ТП8.2 РУ 8.1 11 11 воздух 117
53 ТП8.2 РУ 8.2 14 14 воздух 117
54 ТП8.2 РУ 8.3 18 18 воздух 117
55 ТП8.2 РУ 8.4 22 22 воздух 117
56 ТП8.2 РУ 8.5 25 25 воздух 117
57 ТП8.2 РУ 8.6 14 14 воздух 117
58 ТП8.2 РУ 8.7 17 17 воздух 117
59 ТП8.2 РУ 8.8 21 21 воздух 117
60 ТП8.2 РУ 8.9 25 25 воздух 117
61 ТП8.2 РУ 8.10 28 28 воздух 117
62 ТП8.2 РУ 8.12 29 29 воздух 117
63 ТП9 РУ 9.1 22 22 воздух 228
64 ТП9 РУ 9.2 22 22 воздух 228
65 ТП9 РУ 10.1 83 20 103 земля 243
66 ТП9 РУ 10.2 83 58 141 земля 243
67 ТП9 РУ 10.3 83 96 179 земля 243
68 ТП9 РУ 13.1 60 129 189 земля 108
69 ТП9 РУ 13.2 60 91 151 земля 108
70 ТП9 РУ 13.3 60 57 117 земля 108
71 ТП 13 РУ 13.1 56 56 воздух 108
72 ТП 13 РУ 13.2 18 18 воздух 108
109
73 ТП 13 РУ 13.3 36 36 воздух 108
74 ТП 13 РУ 14.1 188 188 воздух 243
75 ТП 13 РУ 14.2 142 142 воздух 243
76 ТП 13 РУ 12 66 66 воздух 99
77 ТП 13 РУ 16 73 11 84 земля 173
78 ТП 13 РУ 17 95 7 102 земля 148
79 ТП 15 РУ 15.1 15 15 воздух 230
80 ТП 15 РУ 15.2 15 15 воздух 230
81 ТП 15 РУ 15.3 20 20 воздух 230
82 ТП 15 РУ 15.4 20 20 воздух 230
83 ТП 15 РУ 15.5 17 17 воздух 230
84 ТП 15 РУ 15.6 17 17 воздух 230
9.4. Пример выбора марки и сечения жил
кабелей до 1 кВ в СЭС Мясокомбината
9.4.1. Выбор марки и сечения жил кабелей до 1 кВ
по экономической целесообразности
и допустимым потерям напряжения
Кабельные линии 0,4 кВ выполнены кабелем марки АПвБбШп(г)
с изоляцией СПЭ.
Экономически целесообразное сечение жил кабелей 0,4 кВ опре-
деляется по (9.1):
1 ЭК ^НОрМ t ^норм у эк?
где /эк [мм2/А] — величина, обратная экономической плотности тока:
(9 3)
у-Зк.нР д/10ии 33/0
т =3120 ч (см. §11.1); сэ.д = 21,5 руб/кВт ч (см. §14.1 и 14.2);
3k.hf “ 3370 [——.] (см. § П. 1.2. Кабели), р = 31,5 Ом-мм2/км.
ММ км
Следовательно,
Лк= 1,37/норм- (9.4)
Расчетное сечение кабеля с длиной £х.н при допустимых потерях
напряжения А(7ДОП ~ 19 В определяется по (9.2) с учетом
р = 31,5 Ом‘мм2/км, /НОрм[А], Д[м]:
Fit; =2,87-10'3к/норм Zk. (9.5)
110
Из двух полученных значений сечений жилы кабеля до 1 кВ
(F3K и Fau) для дальнейшей проверки выбирают большее.
Пример выбора сечения жилы кабеля до 1 кВ Кв2 от ТП 1.1
до РУ 1.6 (рис. 9.1): Длина кабеля (рис.9.2): £кн2 = 51,6 м. Кабель про-
ложен в перфорированном лотке.
Расчетная мощность, протекающая по линии в нормальном ре-
жиме работы, (табл. 7.9.): Дормз = 5py(n.i) = 148 кВА.
Ток линии в нормальном режиме:
ДоРм2 г тт = г; п то = 225,6 А
уЗ‘{7Ном V3'0’38
Экономически целесообразное сечение жилы кабеля:
Гэк2 = 1,37Дорм2 = 1,37*225,6 = 309,1 мм2.
Минимальное сечение, необходимое для обеспечения допусти-
мых потерь напряжения в линии:
Гди = 2,87- 10л Доры2 Д.н2 = 2,87'10’3-*225,6 *-51,6 = 33,4 мм2.
Выбираем сечение кабельной линии F2=240 мм2 , то есть наи-
большее стандартное значение сечения жил кабелей АПвБбШп(г) -0,4
кВ (см.§П.1.2. Кабели).
9.4.2. Проверка выбранного сечения жил кабелей
0,4 кВ по условию нагрева в нормальном режиме
Фактически длительно допустимый ток нормального режима (8.6):
Доп. факг.норм Доп.табл Д Дрокл Дер.норм. (9-6)
Табличное значение длительно допустимого тока для четырех-
жильного кабеля 0,4 кВ марки АПвБбШп(г) сечением жилы 240 мм2,
проложенного на перфорированных лотках (воздух) Доп.табл.воад=428 А.
Коэффициент, учитывающий фактическую температуру окру-
жающей среды Д = 1,04 при температуре воздуха+15°С.
Коэффициент, учитывающий количество Ак н рядом проложен-
ных кабелей, при Ак н=5 (рис. 9.2) £npoKn = 0,92.
По рекомендации заводов-изготовителей кабели с изоляцией
СПЭ систематически перегружать нежелательно, поэтому для них
Дер. норм 1-
Для кабеля №2
Доп. факг.ноРм2=428* 1,04*0,92* 1=410 А
Ток линии № 2 в нормальном режиме Дормз—225,6 А < 410 А,
следовательно, кабель АПвБбШп(г)-4х240-0,4 кВ удовлетворяет усло-
вию длительно допустимого нагрева в нормальном режиме работы ли-
нии №2.
111
Расчет для остальных кабельных линий аналогичен, производит-
ся с учетом среды прокладки и количества Укн рядом проложенных
кабелей. При прокладке в земле коэффициент, учитывающий фактиче-
скую температуру окружающей среды kv = 1,13 при температуре земли
-5°С.
Результаты расчётов приведены в табл. 9.2 , из которых следует,
что все выбранные сечения жил кабелей Т^станд (столбец 7) удовлетво-
ряют условию длительно допустимого нагрева в нормальном режиме
работы линии: 7норм (столбец 4) < /доп, факг.норм (столбец 14).
9.4.3. Проверка выбранного сечения жил кабелей 0,4 кВ
по условию нагрева в послеаварийном режиме
Фактически допустимый ток послеаварийного режима:
-/доп. факт.п.а /доп.табл&у ^прокл ^пер.п.э- (9-7)
Послеаварийный режим для кабелей до 1 кВ в СЭС Мясокомби-
ната существует только для линий, питающих РУ-0,4 кВ с потребителя-
ми первой категории. Два кабеля 0,4 кВ питают РУ с потребителями
первой категории: РУ-3.(1; 2; 3); РУ-8.(1...1О); РУ-13.(1; 2; 3), поэтому
нагрузка этих кабелей в нормальном режиме равна половине нагрузки
РУ (см. табл. 7.9), а в послеаварином режиме 1а.я равна всей нагрузке РУ.
Результаты расчётов приведены в табл. 9.3 , из которых следует,
что все выбранные сечения жил кабелей Fcraim (столбец 5) удовлетво-
ряют условию длительно допустимого нагрева в послеаварийном ре-
жиме работы линии:
/п.а (столбец 13) </доп. факт.п.а (столбец 12).
В соответствии со всеми условиями в СЭС Мясокомбината на-
напряжении до 1 кВ выбраны кабели марки
АПвБбШп(г)-4 *240-0,4 кВ и АПвБбШп(г)-4х 150-0,4 кВ.
112
9.5. Потери активной мощности
в кабельных линиях до 1 кВ
Максимальные потери активной мощности в сетях до 1 кВ опре-
деляются в питающей радиальной линии до 1 кВ (от ТП до распреде-
лительных устройств до 1 кВ РУ) длиной Л.Н, сечением жилы FK.a
удельным сопротивлением металла жилы р (табл. 9.4):
3 *7^ * р Н
АРК.Н ~ Н7Р . (9.8)
~к.н
Расчетный ток нагрузки питающей линии до 1 кВ определяется
нагрузкой соответствующего РУ.
Суммарные максимальные потери активной мощности в питаю-
щих кабелях до 1 кВ
APK.H.S-Z Т (9.9)
"к.н
Суммарные потери активной мощности в максимум нагрузки в
кабелях 0,4 кВ (табл. 9.4) ЛРк н.е= 78,39 кВт.
113
Таблица 9.2
Выбор сечений жил питающих рабочих кабелей 0,4 кВ и их проверка по фактически допустимому току
нормального режима______________________________________________________________________________
№КЛ Начало КЛ Конец КЛ т д лнорм> S S к Ь? Гд(7, ММ2 S S ч S и! Среда I д 1 доп .табл > л К 9 2 ллрокл /доп.факт.норм’ А
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1 ТП1.1 РУ 1.5 226 308 44 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
2 ТП 1.1 РУ 1.6 226 308 31 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
3 ТП1.1 РУ 1.7 226 308 31 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
4 ТП 1.1 РУ 1.8 226 308 44 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
5 ТП1.1 РУ 1.9 226 308 59 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
6 ТП 1.1 РУ 3.1 135 184 28 150 возд 317 0,42 1,04 1 1,00 328
7 ТП1.1 РУ 32 135 184 52 150 возд 317 0,42 1,04 1 1,00 328
8 ТП 12 РУ 1.10 226 308 81 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
9 ТП 12 РУ 1.11 226 308 67 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
10 ТП 12 РУ 1.12 226 308 53 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
11 ТП 12 РУ 1.13 226 308 27 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
12 ТП 12 РУ 1.14 226 308 40 240 возд 428 0,53 1,04 5 0,92 410
13 ТП 12 РУ 3.1 135 184 23 150 возд 317 0,42 1,04 1 1,00 328
14 ТП 12 РУ 3.2 135 184 46 150 возд 317 0,42 1,04 1 1,00 328
15 ТП 1.3 РУ 1.1 226 308 12 240 возд 428 0,53 1,04 4 0,94 418
Продолжение табл. 9.2
115
16 ТП 1.3 РУ 1.2 226 308 26 240 возд 428 0,53 1,04 4 0,94 418
17 ТП 1.3 РУ 1.3 226 308 40 240 возд 428 0,53 1,04 4 0,94 418
18 ТП 1.3 РУ 1.4 226 308 68 240 возд 428 0,53 1,04 4 0,94 418
19 ТП 1.3 РУ 11.1 168 229 22 240 зем 401 0,42 1,13 2 0,90 408
20 ТП 1.3 РУ 11.2 168 229 33 240 зем 401 0,42 1,13 2 0,90 408
21 ТП 4.1 РУ 4.1 223 306 6 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
22 ТП4.1 РУ 4.2 223 306 11 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
23 ТП 4.1 РУ 4.3 223 306 30 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
24 ТП4.1 РУ 4.4 223 306 35 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
25 ТП4.1 РУ 4.5 223 306 41 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
26 ТП 4.1 РУ 7.1 252 346 57 240 зем 401 0,63 1,13 2 0,90 408
27 ТП4.1 РУ 7.2 252 346 26 240 зем 401 0,63 1,13 2 0,90 408
28 ТП 4.2 РУ 4.6 223 306 7 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
29 ТП 4.2 РУ 4.7 223 306 13 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
30 ТП 4.2 РУ 4.8 223 306 30 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
31 ТП 4.2 РУ 4.9 223 306 36 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
32 ТП 4.2 РУ 4.10 223 306 48 240 возд 428 0,52 1,04 5 0,92 410
33 ТП 4.2 РУ 5 150 206 40 240 зем 401 0,38 1,13 1 1 453
34 ТП 6 РУ 6.1 229 315 15 240 возд 428 0,54 1,04 5 0,92 410
35 ТП 6 РУ 6.2 229 315 39 240 возд 428 0,54 1,04 5 0,92 410
36 ТП 6 РУ 6.3 229 315 7 240 возд 428 0,54 1,04 5 0,92 410
Продолжение табл. 9.2
116
37 ТП 6 РУ 6.4 229 315 54 240 возд 428 0,54 1,04 5 0,92 410
38 ТП 6 РУ 6.5 229 315 25 240 возд 428 0,54 1,04 5 0,92 410
39 ТП 6 РУ 2.1 233 321 47 240 зем 401 0,58 1,13 2 0,90 408
40 ТП6 РУ 2.2 233 321 32 240 зем 401 0,58 1,13 2 0,90 408
41 ТП 8.1 РУ 8.1 117 160 3 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
42 ТП 8.1 РУ 8.2 117 160 4 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
43 ТП 8.1 РУ 8.3 117 160 6 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
44 ТП 8.1 РУ 8.4 117 160 7 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
45 ТП 8.1 РУ 8.5 117 160 8 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
46 ТП 8.1 РУ 8.6 117 160 4 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
47 ТП 8.1 РУ 8.7 117 160 5 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
48 ТП 8.1 РУ 8.8 117 160 7 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
49 ТП 8.1 РУ 8.9 117 160 8 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
50 ТП 8.1 РУ 8.10 117 160 9 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
51 ТП 8.1 РУ 8.11 117 160 10 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
52 ТП 8.2 РУ 8.1 117 160 3 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
53 ТП 8.2 РУ 8.2 117 160 4 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
54 ТП 8.2 РУ 8.3 117 160 6 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
55 ТП 8.2 РУ 8.4 117 160 7 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
56 ТП 8.2 РУ 8.5 117 160 8 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
57 ТП 8.2 РУ 8.6 117 160 4 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
Продолжение табл. 9.2
58 ТП 82 РУ 8.7 117 160 5 150 ВОЗД 317 0,37 1,04 11 0,81 266
59 ТП 82 РУ 8.8 117 160 7 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
60 ТП 82 РУ 8.9 117 160 8 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
61 ТП 82 РУ 8.10 117 160 9 150 возд 317 0,37 1,04 11 0,81 266
62 ТП 82 РУ 8.12 234 160 9 240 возд 428 0,27 1,04 11 0,81 359
63 ТП9 РУ 9.1 228 313 13 240 возд 428 0,53 1,04 2 0,98 435
64 ТП 9 РУ 92 228 313 13 240 возд 428 0,53 1,04 2 0,98 435
65 ТП9 РУ 10.1 243 333 67 240 зем 401 0,61 1,13 3 0,85 385
66 ТП9 РУ 102 243 333 92 240 зем 401 0,61 1,13 3 0,85 385
67 ТП9 РУ 10.3 243 333 116 240 зем 401 0,61 1,13 3 0,85 385
68 ТП9 РУ 13.1 108 148 55 150 зем 310 0,37 1,13 7 0,75 263
69 ТП 9 РУ 132 108 148 44 150 зем 310 0,37 1,13 7 0,75 263
70 ТП9 РУ 13.3 108 148 34 150 зем 310 0,37 1,13 7 0,75 263
71 ТП 13 РУ 13.1 108 148 16 150 возд 317 0,34 1,04 6 0,90 297
72 ТП 13 РУ 132 108 148 5 150 возд 317 0,34 1,04 6 0,90 297
73 ТП 13 РУ 13.3 108 148 10 150 возд 317 0,34 1,04 6 0,90 297
74 ТП 13 РУ 14.1 243 333 122 240 возд 428 0,57 1,04 6 0,90 401
75 ТП 13 РУ 142 243 333 92 240 возд 428 0,57 1,04 6 0,90 401
76 ТП 13 РУ 12 99 135 17 150 возд 317 0,37 1,04 6 0,90 297
77 ТП 13 РУ 16 173 238 39 240 зем 401 0,43 1,13 2 0,9 408
78 ТП 13 РУ 17 147 202 40 240 зем 401 0,37 1,13 2 0,9 408
Окончание табл. 9.2
79 ТП 15 РУ 15.1 229 315 9 240 ВОЗД 428 0,54 1,04 6 0,90 401
80 ТП 15 РУ 15.2 229 315 9 240 возд 428 0,54 1,04 6 0,90 401
81 ТП 15 РУ 15.3 229 315 12 240 возд 428 0,54 1,04 6 0,90 401
82 ТП 15 РУ 15.4 229 315 12 240 возд 428 0,54 1,04 6 0,90 401
83 ТП 15 РУ 15.5 229 315 10 240 возд 428 0,54 1,04 6 0,90 401
84 ТП 15 РУ 15.6 229 315 10 240 возд 428 0,54 1,04 6 0,90 401
макс 0,63
118
119
Таблица 9.3
Проверка по фактически допустимому току послеаварийного режима сечений жил кабелей 0,4 кВ
§ £ Начало КЛ Конец КЛ ,-j. cwdoHj. V 1 Z7 2 * станд? ММ среда г Д J доп .табл? л Z 5 О Си В & V vuD7 4.а, А
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
6 ТП 1.1 РУ 3.1 135 150 возд 317 1 1 1,04 1,27 419 270
7 ТП 1.1 РУ 3.2 135 150 возд 317 1 1 1,04 1,27 419 270
13 ТП 1.2 РУ 3.1 135 150 возд 317 1 1 1,04 1,27 419 270
14 ТП 1.2 РУ 3.2 135 150 возд 317 1 1 1,04 1,27 419 270
41 ТП 8.1 РУ 8.1 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
42 ТП 8.1 РУ 8.2 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
43 ТП 8.1 РУ 8.3 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
44 ТП 8.1 РУ 8.4 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
45 ТП 8.1 РУ 8.5 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
46 ТП 8.1 РУ 8.6 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
47 ТП 8.1 РУ 8.7 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
48 ТП 8.1 РУ 8.8 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
49 ТП 8.1 РУ 8.9 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
50 ТП 8.1 РУ 8.10 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
52 ТП 8.2 РУ 8.1 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
120
53 ТП 8.2 РУ 8.2 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
54 ТП 8.2 РУ 8.3 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
55 ТП 8.2 РУ 8.4 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
56 ТП 8.2 РУ 8.5 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
57 ТП 8.2 РУ 8.6 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
58 ТП 8.2 РУ 8.7 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
59 ТП 8.2 РУ 8.8 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
60 ТП 8.2 РУ 8.9 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 234
61 ТП 8.2 РУ 8.10 117 150 возд 317 11 0,81 1,04 1,27 337 216
68 ТП9 РУ 13.1 108 150 зем 310 7 0,88 1,13 1,27 380 216
69 ТП9 РУ 13.2 108 150 зем 310 7 0,88 1,13 1,27 467 216
70 ТП9 РУ 13.3 108 150 зем 310 7 0,88 1,13 1,27 467 216
71 ТП 13 РУ 13.1 108 150 возд 317 6 0,90 1,13 1,27 488 216
72 ТП 13 РУ 13.2 108 150 возд 317 6 0,90 1,13 1,27 488 216
73 ТП 13 РУ 13.3 108 150 возд 317 6 0,90 1,13 1,27 488 216
Таблица 9.4
Потери активной мощности в максимум нагрузки в кабелях 0,4 кВ
№КЛ Начало КЛ Конец КЛ 7 А 'норм? л FK.h, ММ2 н, сумма м ^к.н? Ом кВт
1 ТП 1.1 РУ 1.5 226 240 74 0,010 1,49
2 ТП 1.1 РУ 1.6 226 240 52 0,007 1,05
3 ТП 1.1 РУ 1.7 226 240 52 0,007 1,05
4 ТП 1.1 РУ 1.8 226 240 74 0,010 1,49
5 ТП 1.1 РУ 1.9 226 240 98 0,013 1,98
6 ТП 1.1 РУ 3.1 135 150 78 0,016 0,90
7 ТП 1.1 РУ 3.2 135 150 144 0,030 1,66
8 ТП 1.2 РУ 1.10 226 240 135 0,018 2,72
9 ТП 1.2 РУ 1.11 226 240 111 0,015 2,24
10 ТП 1.2 РУ 1.12 226 240 89 0,012 1,79
11 ТП 1.2 РУ 1.13 226 240 45 0,006 0,91
12 ТП 1.2 РУ 1.14 226 240 67 0,009 1,35
13 ТП 1.2 РУ 3.1 135 150 63 0,013 0,73
14 ТП 1.2 РУ 3.2 135 150 129 0,027 1,49
15 ТП 1.3 РУ 1.1 226 240 20 0,003 0,40
16 ТП 1.3 РУ 1.2 226 240 43 0,006 0,87
17 ТП 1.3 РУ 1.3 226 240 66 0,009 1,33
18 ТП 1.3 РУ 1.4 226 240 113 0,015 2,28
19 ТП 1.3 РУ 11.1 168 240 49 0,006 0,54
20 ТП 1.3 РУ 11.2 168 240 73 0,010 0,81
21 ТП4.1 РУ 4.1 223 240 10 0,001 0,20
22 ТП4.1 РУ 4.2 223 240 19 0,003 0,38
23 ТП4.1 РУ 4.3 223 240 50 0,007 0,99
24 ТП4.1 РУ 4.4 223 240 59 0,008 1,16
Продолжение табл. 9.4
122
25 ТП4.1 РУ 4.5 223 240 69 0,009 1,36
26 ТП4.1 РУ 7.1 252 240 84 0,011 2,11
27 ТП4.1 РУ 7.2 252 240 39 0,005 0,98
28 ТП4.2 РУ 4.6 223 240 11 0,001 0,22
29 ТП4.2 РУ 4.7 223 240 21 0,003 0,41
30 ТП4.2 РУ 4.8 223 240 51 0,007 1,01
31 ТП4.2 РУ 4.9 223 240 60 0,008 1,18
32 ТП4.2 РУ 4.10 223 240 81 0,011 1,60
33 ТП4.2 РУ 5 150 240 99 0,013 0,88
34 ТП6 РУ 6.1 229 240 24 0,003 0,50
35 ТП6 РУ 6.2 229 240 63 0,008 1,31
36 ТП6 РУ 6.3 229 240 12 0,002 0,25
37 ТП6 РУ 6.4 229 240 88 0,012 1,83
38 ТП6 РУ 6.5 229 240 40 0,005 0,83
39 ТП6 РУ 2.1 233 240 75 0,010 1,62
40 ТП6 РУ 2.2 233 240 51 0,007 1,10
41 ТП8.1 РУ 8.1 117 150 11 0,002 0,10
42 ТП8.1 РУ 8.2 117 150 14 0,003 0,12
43 ТП8.1 РУ 8.3 117 150 18 0,004 0,16
44 ТП8.1 РУ 8.4 117 150 22 0,005 0,19
45 ТП8.1 РУ 8.5 117 150 25 0,005 0,22
46 ТП8.1 РУ 8.6 117 150 14 0,003 0,12
47 ТП8.1 РУ 8.7 117 150 17 0,004 0,15
48 ТП8.1 РУ 8.8 117 150 21 0,004 0,18
49 ТП8.1 РУ 8.9 117 150 25 0,005 0,22
50 ТП8.1 РУ 8.10 117 150 28 0,006 0,24
51 ТП8.1 РУ 8.11 117 150 32 0,007 0,28
Продолжение табл. 9.4
123
52 ТП8.2 РУ 8.1 117 150 11 0,002 0,10
53 ТП8.2 РУ 8.2 117 150 14 0,003 0,12
54 ТП8.2 РУ 8.3 117 150 18 0,004 0,16
55 ТП8.2 РУ 8.4 117 150 22 0,005 0,19
56 ТП8.2 РУ 8.5 117 150 25 0,005 0,22
57 ТП8.2 РУ 8.6 117 150 14 0,003 0,12
58 ТП8.2 РУ 8.7 117 150 17 0,004 0,15
59 ТП8.2 РУ 8.8 117 150 21 0,004 0,18
60 ТП8.2 РУ 8.9 117 150 25 0,005 0,22
61 ТП8.2 РУ 8.10 117 150 28 0,006 0,24
62 ТП8.2 РУ 8.12 234 240 29 0,004 0,63
63 ТП9 РУ 9.1 228 240 22 0,003 0,45
64 ТП9 РУ 9.2 228 240 22 0,003 0,45
65 ТП9 РУ 10.1 243 240 103 0,014 2,40
66 ТП9 РУ 10.2 243 240 141 0,019 3,29
67 ТП9 РУ 10.3 243 240 179 0,024 4,17
68 ТП9 РУ 13.1 108 150 189 0,040 1,39
69 ТП9 РУ 13.2 108 150 151 0,032 1,Н
70 ТП9 РУ 13.3 108 150 117 0,025 0,86
71 ТП 13 РУ 13.1 108 150 56 0,012 0,41
72 ТП 13 РУ 13.2 108 150 18 0,004 0,13
73 ТП 13 РУ 13.3 108 150 36 0,008 0,26
74 ТП 13 РУ 14.1 243 240 188 0,025 4,41
75 ТП 13 РУ 14.2 243 240 142 0,019 3,33
76 ТП 13 РУ 12 99 150 66 0,014 0,41
77 ТП 13 РУ 16 173 240 84 0,011 1,00
78 ТП 13 РУ 17 147 240 102 0,013 0,88
Окончание табл. 9.4
79 ТП 15 РУ 15.1 229 240 15 0,002 0,31
80 ТП 15 РУ 15.2 229 240 15 0,002 0,31
81 ТП 15 РУ 15.3 229 240 20 0,003 0,42
82 ТП 15 РУ 15.4 229 240 20 0,003 0,42
83 ТП 15 РУ 15.5 229 240 17 0,002 0,35
84 ТП 15 РУ 15.6 229 240 17 0,002 0,35
124
10. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
АППАРАТОВ И ККУ 10 кВ
10.1. Пример определения мощности
и расположения ККУ ЮкВ
Порядок определения мощности батарей конденсаторов высоко-
го напряжения (БКВ) в ККУ 10 кВ представлен в §6.2.4.
ККУ-10 кВ присоединяются к двум секциям шин (СШ) 10 кВ
ГПП системы электроснабжения Мясокомбината.
В табл. 10.1 приведены результаты расчетов активной Рпл (6.11)
и реактивной Qyy, (6.8) мощности суммарных нагрузок потребителей,
получающих питание от соответствующей секции шин.
Таблица 10.1.
Нагрузки потребителей на высоком напряжении и их суммы для соот-
ветствующей секции шин 10 кВ ГПП________________________________
№ ТП и АД РТи, кВт 2тв„ квар № ТП и АД Ртвг, кВт 0Гв/, квар
6 684 259 13 638 242
4.2 577 234 15 550 207
1.2 675 277 4.1 709 249
9 677 262 8.1 655 251
8.2 655 251 1.1 675 277
1.3 591 229
АД1 Св,., кВт 2ви квар АД2 РВи кВт 0Bv, квар
750 563 750 563
Сумма 1 СШ ЮкВ ГПП Рп*, кВт Йм, квар Сумма 2 СШ ЮкВ ГПП Ам, кВт Qnh, квар
4609 2075 3977 1789
В табл. 10.2 приведены результаты расчетов коэффициента реак-
тивной мощности tgcpna нагрузки на высоком напряжении секции шин
10 кВ ГПП:
125
(юл)
В табл. 10.2 приведены значения экономически оптимальной ре-
активной мощности 0СистЛрасч (6.10), которая может быть передана
предприятию на h -тую секцию шин в режимах большой активной на-
грузки энергосистемы при заданном коэффициенте реактивной мощно-
сти tg(pclieT=0,4; расчетной мощности батарей конденсаторов на h -той
секции шин 10 кВ ИП 0бквЛрасч (6.8), на основании которых выбраны
стандартные мощности ККУ-10 кВ (см. § П.1.3. Комплектные конден-
саторные установки):
0KKV1 - 0кку2 “ 300 квар.
На ГПП должны быть установлены две ККУ-10 кВ типа УКРМ-
ЮкВ-ЗООквар, регулируемые со ступенями регулирования 100 квар.
В табл. 10.2 приведены значения: реактивной мощности 0СНСтл,
которая передаётся на h -тую секцию шин в режимах большой актив-
ной нагрузки энергосистемы при коэффициенте реактивной мощности
tgfpcHCTft нагрузки с учетом установки ККУ-10 кВ со стандартными
мощностями Окку—300 квар:
0СИСТЙ- Qm ~ £?ККУй; (10 2)
^ёфсмстЛ— ' (10.3)
tgtpcHcu = 0,39; tg(pcHCT2 = 0,37, что соответствует рекомендациям
по компенсации реактивной мощности на шинах 10 кВ ГПП.
Таблица 10.2.
Выбор мощности ККУ-10 кВ на секциях шин ГПП
№ СШ ЮкВ ГПП Рпь, кВт квар i 0систйрасч> квар С?БВАрэсч квар Си со и В о Сснс-rt, квар £ Ч-J
1 4609 2075 0,45 1844 231 300 1775 0,39
2 3977 1789 0,45 1591 198 300 1489 0,37
Потери активной мощности в конденсаторах определяются тан-
генс ом угла потерь конденсатора или удельными потерями на единицу
выработанной реактивной мощности. Для конденсаторов 10 кВ
/?Уд.б.1с.в=4 Вт/квар.
Суммарные потери активной мощности в ККУ-10 кВ при макси-
мальной нагрузке:
ЛТ’б.к.в.х- Руд. 6.К.В £?ь.к.вт=4*2*300= 2,4 кВт. (Ю.4)
126
10.2. Выбор выключателей 10 кВ на ИП
10.2.1. Общие положения выбора
выключателей 10 кВ на ИП
Выбор выключателей производится по следующим параметрам [3]:
1) по номинальному напряжению
t^B.HOM — ^уст.ном (10.5)
2) по току продолжительного режима
А.ном — Лга.; (10.6)
в качестве расчетного тока продолжительного режима принима-
ют ток послеаварийного режима Тп.а.-
Послеаварийный (форсированный) режим возникает при отклю-
чении одной из параллельно работающих цепей.
3) по отключающей способности
За) на отключение периодической составляющей расчетного то-
ка КЗ
Тном.отк — Лцг? (10.7)
где 4,т — действующее значение периодической составляющей
тока КЗ в момент т расхождения контактов выключателя.
36) на отключение полного (суммы периодической и апериоди-
ческой составляющих) расчетного тока КЗ
л/2/„к(1+ ^у-)> + (Ю.8)
где Аюм.отк — номинальный ток отключения выключателя; рном — степень
асимметрии отключаемого тока, то есть номинальное значение содер-
жания апериодической составляющей в отключаемом токе, %;
Рном =У(т) определяется по кривой [12], если т > 0,08 с, то рнОм = 0 ;
т — наименьшее время отключения от начала КЗ до момента расхожде-
ния дугогасительных контактов, т=?с здесь гмщ=0,01с —
минимальное время действия защиты, fC B — собственное время отклю-
чения выключателя с приводом; 2ат — значение апериодической состав-
ляющей тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя.
4. по термической стойкости
Аерм.в '^терм — (Ю.9)
где Вкз = (4,t)2'(Zn + Та) — расчетный тепловой импульс тока КЗ;
Дерм.в— предельный ток термической стойкости, равный предель-
ному току отключения выключателя; /терм — время протекания тока
термической стойкости.
127
10.2.2. Пример выбора выключателей 10 кВ
на ГПП Мясокомбината
Пример выбора выключателя ячейки КРУ для подключения
трансформатора ГПП к шинам с номинальным напряжением установки
t^ycr.HOM — 10 КВ-
Так как расчетный ток послеаварийно го режима трансформатор-
ного выключателя при отключении одного из трансформаторов
/раеч.п.а 542 А, ТО ПО (10,6) 2НОМВ 630 А.
Выбран вакуумный выключатель ВБСК2-10-20/630 УЗ.
Основные технические данные:
UHOm.b~ Ю кВ, 2ноМ.в-630 А, Дхгкл.ном.в-20 кА, Дкл.ном.в-20 кА,
Акл.ном.в 51 кА, /пр.СКВ.В 20 кА, /пр. СКВ. В 5 1 кА, /?НОМ 40%,
Аерм.ном.в 20 кА, /терм.ном.в 3 С, Ав.откл 0,03 С, Лкв.отюГ= 0,05 с.
Проверка выключателя В БСК2-10-20/630 УЗ на коммутацион-
ную способность, на электродинамическую и термическую стойкость.
Расчетная точка КЗ — шины 10 кВ ГПП (см. §4.4). Суммарное
действующее значение периодической составляющей тока трехфазного
КЗ на шинах 10 кВ ГПП: 1пх = Лот131 — 4,9 кА. Суммарное значение
ударного тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ГПП: 1удЕ = 10,3 кА.
Таблица 10.3.
Проверка выключателя В БСК2-10-20/630 УЗ на коммутационную спо-
собность, на электродинамическую и термическую стойкость токам КЗ
Условия проверки Расчетные параметры Технические данные
Коммутацией- ная способ- ность ZnT = 4,9 кА I —7 =70 тгД 2ОТКЛ.ИОМ.В. JBKH.HOM.B
Т ^PS.min + ^с.в.откл. = 0,01 + 0,03=0,04 с; Та = 0,0137 с; /„^^е^у/Н^’™’0137 = = 0,37 кА _ ^2'ZQTKJ1 но,м в.'^НОМ ^аиомв — 100 у/2-20-40 1, , д - 100 11,3 кА
Динамическая стойкость гулЕ = Ю,3 кА 1 = ^| tfA (пр .СКВ. в. J 1
Термическая стойкость ^терм.иом.в. — 3 С > - 0,65 С В™ = (Ат)2-(*п + = = 4,93(0,65 + 0,0137) =15,94 кА2-с; I1 -/ = 1 терм.ном.в. *п = 20г0,65 = = 260 кАг-с
Технические данные выключателя (табл. 10.3) превосходят соот-
ветствующие расчетные параметры, следовательно, выключатель
ВБСК2-10-20/630 УЗ подключения трансформатора ГПП к шинам 10
кВ выбран правильно.
128
Выбор выключателей для остальных присоединений к шинам
10 кВ ГПП аналогичен. Расчетные токи для выбора выключателей при-
соединений к шинам 10 кВ ГПП (табл. 10.4) меньше 630 А, следова-
тельно, выключатель — ВБСК2-10-20/630 УЗ удовлетворяет расчетным
условиям всех присоединений.
Таблица 10.4.
Расчетные токи для выбора выключателей присоединений к шинам
10 кВ ГПП
№ присоединения 1; 2 3;4 5; 8 7; 6 9; 10 11; 12
Тип присоединения АД АД КЛ КЛ Т ККУ СВ
Л1.а, А 33 33 247 193 542 17 271
Итак, на ГПП системы электроснабжения Мясокомбината на
всех присоединениях к шинам 10 кВ и между секциями шин установ-
лено 11 ячеек КРУ с выключателями марки ВБСК2-10-20/630 УЗ.
10.3. Выбор электрических аппаратов
10 кВ на ТП 10/0,4 кВ
10.3.1. Общие положения выбора электрических
аппаратов 10 кВ на ТП 10/0,4 кВ
Блоки коммутационных аппаратов 10 кВ на вводах в ТП при ма-
гистральной схеме кабельных линий 10 кВ состоят из стационарных
камер одностороннего обслуживания (КСО), укомплектованных вы-
ключателями нагрузки совместно с предохранителями и разъедините-
лями на подходящих и отходящих кабельных линиях 10 кВ.
Основные условия выбора выключателей нагрузки
(ВНП) те же, что и для выключателей, но при проверке выключателя
нагрузки по току отключения за расчетный принимается ток форсиро-
ванного режима, а не ток КЗ [3].
Выбор предохранителей производится по следующим параметрам:
1) по номинальному напряжению
^Aip.HOM — Сует. НОМ, (10.10)
2) по току продолжительного режима
Лф.ном — Лт.а, (10.11)
3) по отключающей способности на отключение периодической
составляющей расчетного тока КЗ
Лф.НОМ.ОТК —Л1.Т- (10.12)
129
Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:
1) по номинальному напряжению
— ^7уСТ.НОМ., (10.13)
2) по току продолжительного режима
7р.ном —-Ai.aj (10.14)
3) по термической стойкости
(Лерм.р) Аерм — ^k.3j (10.15)
4) по электродинамической стойкости
гдин — гуд- (10.16)
10.3.2. Пример выбора электрических аппаратов 10 кВ
на ТП в системе электроснабжения Мясокомбината
Выбор выключателей нагрузки и предохранителей на вводе 10 кВ
Расчетный ток продолжительного режима 7п.а для выбора номи-
нального тока выключателей нагрузки и предохранителей на вводе 10
кВ трансформатора ТП-10/0,4 кВ определяется при наличии послеава-
рийного режима по току послеаварийного режима, при отсутствии по-
слеаварийного режима по току нормального режима в период макси-
мальных нагрузок.
В СЭС Мясокомбината послеаварийный режим существует для
ТП-1.1; ТП -1.2, питающих электропотребителей первой категории на-
дежности в подразделении №3 Холодильник №1; ТП-8.1; ТП-8.2 (под-
разделение № 8 ЦХВУ); ТП-9; ТП-13 (подразделение № 13 Холодиль-
ник №2) (см. §0). Послеаварийный режим одного из каждой пары
трансформаторов определяется при отключении одного из них, при
этом шины 0,4 кВ отключенного трансформатора находятся под на-
пряжением и в работе остаются ККУ-0,4 кВ, подключенные к этим
шинам. Нагрузка оставшегося в работе трансформатора в послеава-
рийном режиме складывается из нагрузки этого трансформатора в
нормальном режиме Ртш (табл. 7.10. ) и дополнительной нагрузки
каТ) отключенного трансформатора от потребителей первой категории
Л(1 кат) (табл. 7.4):
^THtfl кат)- Рп(! кат/2, (10.17)
Активная нагрузка трансформатора в послеаварийном режиме:
^Тнг.п.а — ^Тнг^ ^Тн1(1 кат)- (10.18)
Полная мощность нагрузки трансформатора в послеаварийном
режиме (упрощенно см. §7.7):
5тн1.п.а “Т’тш.п.а ^1+ 0,352 = 1,06 Ртш.п.а- (10.19)
130
При отстутствии послеаварийного режима расчетная нагрузка
для выбора аппаратов 10 кВ ввода равна нагрузке нормального режи-
ма. В табл. 10.5 приведены результаты расчетов токов для выбора но-
минального тока выключателей нагрузки и предохранителей на вводе
10 кВ трансформаторов 10/0,4 кВ.
Пример выбора предохранителя на вводе в ТП 1.1:
Исходя из /расч.п.а — 48 А (табл. 10.5), предварительно выбираем
предохранитель ПКТ-10-50-20-УЗ:
tAlOM.n. — 10 кВ, /ном.п. — 50 А, Дугкл.нОМ.П- _ 20 кА,
Предохранитель выбран правильно, Л,ткл.ном.п“ 20 кА > In<z = 4,9 кА.
Выбор предохранителей для других ТП аналогичен (табл. 10.5).
В табл. 10.6 приведены технические данные включателя нагруз-
ки ВНРп-10/400-Юз для ввода и их сравнение с соответствующими
параметрами режимов. Технические данные выключателя нагрузки
ВНРп-10/400-Юз (табл. 10.6) превосходят соответствующие расчетные
параметры, следовательно, выключатель нагрузки ВНРп-10/400-Юз
присоединения ввода трансформатора 10/0,4 кВ к кабельной линии 10
кВ выбран правильно.
Таблица 10.5.
Номинальные токи выключателей нагрузки и предохранителей 10 кВ
№ подразделения с 1 категорией Локгг), кВт rw)s кВт ^Тнг.п.а? кВт 1 я Е £ Лг А лТнгп.а? л < Е «Л
1. №3 (Холодильник №1) 218 109,2 777 824 48 50
1. 109,2 777 824 48 50
1. - - 621 36 40
4. - - 744 43 50
4. - - 605 35 40
6 - - 717 41 50
8. №8 (ЦХВУ) 908 453,95 1102 1169 68 80
8. 453,95 1102 1169 68 80
9 №13 (Холодильник №2) 258 128,8 799 847 49 50
13 128,8 760 805 47 50
15 - - 577 33 40
131
Таблица 10.6.
Сравнение технических характеристик выключателей нагрузки типов
ВНРп-10/400-1Оз и расчетных параметров_________________________
Параметры Наибольший отключаемый ток нагрузки, А Электродина- мическая стойкость Термическая стойкость
Техниче- ские характе- ристики Лом.в—400 А J пр.СКВ. в =25кА / = 2 терм.ном.в 'терм.иом.в = 102 1= 65 кА2 с ^терм.ном.в 1 С
Расчетные параметры А п ,а= 33-MS8A (табл. 10.5) =10,3 кА = (4^)2(А + TJ= =4,92(0,65+0,0137)= =15,94 кАЧ tn = 0,65 с
Выбор разъединителей для подключения трансформаторов
10/0.4 кВ к кабельным линиям 10 кВ
Расчетный ток продолжительного режима 7па для выбора разъе-
динителей присоединения ввода 10 кВ трансформатора к кабельной
линии 10 кВ (табл. 10.7) определяется послеаварийным током головно-
го участка этой линии (табл. 10.4).
Таблица 10.7.
Расчетные токи для выбора номинального тока разъединителей для
подключения трансформаторов 10/0,4 кВ к кабельным линиям 10 кВ
№ присоединения 5; 8 7; 6
In.а» А 247 193
Предварительно по расчетному току выбран разъединитель
РВЗ-10/400 УЗ с техническими данными: {7ном.р “ Ю кВ, /„ом.р — 400 А,
/пр.скв.р 40 кА, /терм.ном.р 16 кА, /терм.ном.р 4 С.
132
Таблица 10.8.
Сравнение технических характеристик разъединителя РВЗ-10/400 УЗ и
расчетных параметров_____________________________________________
Параметры Наибольший от ключаемый ток нагрузки, А Электродина- мическая стойкость Термическая стойкость
Технические характеристики Лймр-^400 А Inp.Cjrp.p 40 кА f- t = J терм.ном.р ‘терм.нОм.р = 1624= 1024 кА2-с Аерм.нсм.р = 4 с
Расчетные параметры 7„.= 193-247А 1удЕ 1кА = (УТ + Та) = =4,92-(0,65+0,0137)= =15,94 кА2-с 7п = = 0,65 с
Итак, на вводах 10 кВ в ТП в СЭС Мясокомбината установлены
11 блоков коммутационных аппаратов 10 кВ с комплектацией: выклю-
чатель нагрузки ВНРп-10/400-1 Оз, предохранитель ПКТ-10 и два разъ-
единителя РВЗ-10/400 УЗ.
133
11. ГОДОВЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОТЕРИ
АКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
11.1. Годовые потери активной
электроэнергии в трансформаторах
Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформа-
торе (автотрансформаторе) [4, 7] определяются на основе приведенных
в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого
хода ДРХ:
Тг [J
дэт.по^д/’х Е ГрЛтг--) ’ (11Л)
1=1
где Тр1 - число часов работы оборудования в 7-м режиме; 17, — напря-
жение на оборудовании в 7-м режиме; [7НОМ — номинальное напряжение
оборудования.
При выполнении проектных расчетов можно принять Ut — (Лом,
тогда условно-постоянные потери электроэнергии в трансформаторе
при числе часов работы трансформатора за год Гг:
ДЭт.пост= ЛРх тг. (11.2)
Нагрузочные потери активной электроэнергии рассчитываются
по методу числа часов максимальных потерь мощности:
ДЭт.нагр=Д^тнагр7,гт*=ДРкзА^т Ггт. = ДРкзА^тт, (11.3)
т* - относительное число часов максимальных потерь мощности, кото-
рое при отсутствии графика нагрузки [4, 71:
V _1_ Т V 2
Т*
у— (11.4)
При выполнении учебного Техпроекта коэффициент заполнения
годового графика нагрузки для большинства предприятий может быть
принят К3 _г=0,8, тогда
0,693.
Число часов наибольших потерь мощности (табл.11.1):
Г" _1_ Т V 2
т = Гг т»= Тт—:j
(11.5)
т=Тг0,7. (11.6)
Для всех трансформаторов суммарные условно постоянные по-
тери активной электроэнергии за год:
134
ДЭт .постЕ АЛйД. (11.7)
Условно переменные (нагрузочные) суммарные потери активной
электроэнергии трансформаторов за год:
ДЭт.нагр2 АРт.нагрЕ Т. (11.8)
Таблица 11.1
Число часов наибольших потерь мощности при К3г=0,8
Число смен одна две три
Годовое число часов работы Тт ,ч 2250 4500 6400
Число часов наибольших потерь мощности т, ч 1560 3120 4438
Для всех трансформаторов в системе электроснабжения Мясо-
комбината суммарные условно постоянные потери активной электро-
энергии за год (см. табл. 2.1; 7.11):
АЭтппгтт. = 17,1 *4500 = 76950 кВт ч/год.
Условно переменные (нагрузочные) суммарные потери активной
электроэнергии трансформаторов в системе электроснабжения Мясо-
комбината за год (см. табл. 7.11; табл 11.1):
ЛЭт.нагрЕ = 50,7x3120 = 158184 кВт ч/год.
Суммарные потери активной электроэнергии трансформаторов
в системе электроснабжения Мясокомбината за год
ЛЭТ2 = АЭт.пост! +ЛЭт.нагрх = 76950 + 158184= 235134 кВт ч/год.
11.2. Годовые потери активной
электроэнергии в кабельных линиях
Суммарные потери активной электроэнергии за год на всех уча-
стках кабельных линий:
ДЭ^ЕДРк т, (11.9)
где АРК - потери активной мощности на участке кабеля в максимум
нагрузки.
Суммарные потери активной электроэнергии за год на всех уча-
стках кабельных линий 10 кВ:
A 3K.Bv= ^ЛРК.В т, (11.10)
где ЛРК.В - потери активной мощности на участке кабеля 10 кВ в мак-
симум нагрузки.
Суммарные потери активной электроэнергии за год на всех уча-
стках кабельных линий 10 кВ СЭС Мясокомбината:
АЭкее= 13x3120=40560 кВт ч/год.
135
где £ Рк.в —13 кВт- суммарные потери активной мощности на участ-
ках кабелей 10 кВ в максимум нагрузки Мясокомбината (см. §8.4).
Суммарные потери активной электроэнергии за год на всех
рабочих участках кабельных линий 0,4 кВ Мясокомбината (см. §9.4):
ЛЭк.нх— 78,39 х3120 =244577 кВтч/год. (11.11)
11.3. Годовые потери активной электроэнергии
в конденсаторах ККУ
Годовые потери электроэнергии в регулируемых ККУ-0,4 кВ в
соответствии с графиком нагрузки [4, 7]:
ЛЭбкнх-Л^бкнх Те к, (1112)
Те к - число часов потерь активной электроэнергии (ЭЭ) за год в кон-
денсаторах, которое определяется временем включения Тг за год и ре-
жимом работы БК. Например, при времени включения на период мак-
симума нагрузки и не меняющейся мощности БК равны Тг. При
времени включения в течение года и регулирования мощности БК
пропорционально изменению активной нагрузки объекта 7б.к равны
числу часов использования наибольшей активной нагрузки Тн& пред-
приятия. Следовательно, число часов потерь в БК активной ЭЭ за год
может ориентировочно находиться в пределах 300...5000 ч.
Годовые потери электроэнергии в регулируемых ККУ-10 кВ в
соответствии с графиком нагрузки [4, 7]:
A36kbS= А/’бквт Тнб- (11.13)
Суммарные потери активной мощности в ККУ-0,4 при макси-
мальной нагрузке в СЭС Мясокомбината (см. §7.11):
АТ’вкн^ Рта.бкн 2бкнт= 5*5025=25,1 кВт.
Суммарные потери активной мощности в ККУ-10 кВ при макси-
мальной нагрузке в СЭС Мясокомбината (см. §10.1):
Л^бквт= А-д.бкв O6kbz=4*2*300=2,4kBt.
Годовые потери электроэнергии в регулируемых ККУ-0,4 кВ
СЭС Мясокомбината в соответствии с графиком активной нагрузки с
учетом Гнб= 3600 ч (табл. 2.1):
ЛЭбких =25,1*3600= 90360 кВт ч/год.
Годовые потери электроэнергии в регулируемых ККУ-10 кВ
СЭС Мясокомбината в соответствии с графиком активной нагрузки:
ЛЭбквх-2,4*3600=8640 кВт ч/год.
Годовые потери электроэнергии в регулируемых ККУ-0,4 кВ и
ККУ-10 кВ СЭС Мясокомбината:
ЛЭбК£= 99000 кВт ч/год.
136
12. ДИСКОНТИРОВАННЫЕ ЗАТРАТЫ
ПО КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯМ
НА ЭЛЕМЕНТЫ СЭСПП
12.1. Общие положения
Дисконтированные затраты определяются величиной капитало-
вложений К, суммарных издержек за год Иг, стоимостью ликвидации
объекта на момент окончания расчетного (прогнозного) периода (1=7^),
нормой дисконта [14, 5].
Стоимость капиталовложений определяются как сумма расходов
на приобретение, доставку, сооружение, монтаж и приёмо-сдаточные
испытания электрооборудования.
Ежегодные издержки состоят из материальных расходов и рас-
ходов на оплату труда, которые идут на содержание, эксплуатацию,
ремонт и техническое обслуживание элементов, материальных расхо-
дов на трансформацию и передачу электроэнергии (ЭЭ), а также про-
чих расходов, включая налоги и сборы.
Обычно все эти составляющие (кроме потерь ЭЭ) учитываются
нормами ежегодных отчислений а,™ (ремонт и эксплуатацию), аам
(амортизацию) от стоимости капиталовложений или оборудования.
Так как потери электроэнергии не зависят от капиталовложений,
а определяются параметрами системы и режима, то учитывать их целе-
сообразно отдельными слагаемыми (см. гл. 14).
Обычно проекты распределительных электрических сетей реали-
зуются в течение одного-двух лет. Поэтому принимается, что суммар-
ные капиталовложения на сооружение электрической сети осуществ-
ляются в первый год реализации проекта, со второго года начинается
эксплуатация электрической сети. Также принимается, что электриче-
ская сеть начинает эксплуатироваться с проектной нагрузкой со второ-
го года после начала строительства.
Дисконтированные затраты по капиталовложениям в данном
проекте системы электроснабжения определяются по упрощенной
формуле (без учета стоимости доставки, сооружения, монтажа и приё-
мо-сдаточных испытаний электрооборудования, ликвидации объекта):
3 = К+. Ид. (12.1)
Дисконтированные издержки
ИМ = Е»ДИТ.Г, (12.2)
где коэффициент дисконтирования:
137
0д=Й2(1 + £)1-' <123>
Норма дисконта Е служит для приведения разновременных за-
трат к одному периоду и является ставкой дохода по имеющимся аль-
тернативным вариантам инвестиций с сопоставимым уровнем риска.
Дисконтированные затраты зависят от значения норматива дис-
контирования £ и от продолжительности расчетного периода Гр. Оба
эти параметра в настоящее время в нормативных документах не зафик-
сированы. При выборе Е рекомендуется ориентироваться на ставку
рефинансирования Центробанка РФ, что позволяет принять £=0,1. Для
электрических сетей до 220 кВ расчетный период Гр=10 лет, что соот-
ветствует реальности перспективного проектирования [14, 5].
Коэффициент дисконтирования (дисконтирующий множитель)
при Гр= 1 Олет и £=0,1:
10 1
D = £——
д ^1(1+0,!)
(12.4)
-6,145.
Годовые издержки:
ИГ=К( а^+аэксплУЮО, (12.5)
Так как значения а^ и a^cim для различных элементов электриче-
ских сетей различны, то при расчете дисконтированных затрат необ-
ходимо раскладывать суммарные капиталовложения на составляющие
по элементам электрической сети.
12.2. Дисконтированные затраты
по капиталовложениям на трансформаторы 10/0,4 кВ
Годовые издержки на трансформаторы складываются из издер-
жек на эксплуатацию (аЭКСШ1=6%) и амортизационных издержек
(^=5%):
ИТГ=КТ( a^+a^yiOO, (12.6)
где Кт - стоимости (капвложения) на трансформаторы 10/0,4 кВ.
В § П.1.1. Трансформаторы 10/0,4 кВ приведены стоимости (кап-
вложения) Кт на масляные трансформаторы 10/0,4 кВ.
Дисконтированные издержки
ИТД = £)ДИТГ, (12.7)
где Г)д= 6,145 коэффициент дисконтирования (дисконтирующий
множитель) при 7^=1 Олег и £=0,1.
Следовательно, дисконтированные издержки на эксплуатацию
трансформаторов
Ит.д = £>д КД азм+а^^/ЮО =6,145 (5+6)/100 Кт = 0,676 Кт. (12.8)
138
Дисконтированные затраты по капиталовложениям на транс-
форматор 10/0,4 кВ:
Зкап.т= Кт+. Ит.д. (12.9)
Для трансформаторов ТМ-1000-10/0,4, установленных в СЭС
Мясокомбината: Кт =446 т.руб; Ит.г=51,2 т.руб/год; Ит.д= 301,5 т.руб;
Зкап.т =747,7 т.руб.
12.3. Дисконтированные затраты
по капиталовложениям на кабели
Капвложения на кабель дяиной LK.
Кк-кк0Гк. (12.10)
В табл. П. 1.1 приведены стоимости (капвложения) кко на 1 м кабеля.
Годовые издержки на кабели складываются из издержек на экс-
плуатацию (аЗКспл=2,3%) и амортизационных издержек (3^=4%). Дис-
контированные издержки на 1 км кабельных линий 10 кВ:
Ик.до = Г>д кк0‘( йди+аэксддУЮО =6,145 (4+2,3)/100 кк0 = 0,387 кк0. (12.11)
Дисконтированные затраты по капиталовложениям на 1 км ка-
беля:
Зкяп.к о- кко +. ик дц— 1,387 кк0. (12.12)
Для кабелей, используемых в СЭС Мясокомбината, экономиче-
ские показатели на 1 м приведены в табл. 12.1.
Таблица 12.1
Марка кабеля Ккв руб/м Иьдо руб/м Зко, руб/м
АСБ-10-3*50 ож 373 144,4 517,4
АСБ-1О-3*95 ож 516 199,8 715,8
АПВБ6ШВ-0,4-4*150 344 133,2 477,2
АПВБбШВ-0,4- 4*240 526 203,6 729,6
12.4. Дисконтированные затраты
на комплектные конденсаторные установки
Комплектная конденсаторная установка (ККУ) состоит из ячей-
ки ввода и определенного числа конденсаторных ячеек в зависимости
от мощности установки. Капиталовложения в комплектную конденса-
торную установку Ккку определяются мощностью конденсаторов ОбК,
удельной стоимостью батарей конденсаторов Кбко (руб/квар) и стоимо-
стью ячейки ввода Кккуввод:
Ккку = Ккку ввод + Кбко !?бю (12.13)
139
Дисконтированные издержки на эксплуатацию батарей конден-
саторов:
Иккуд Дц Кюс.',(аам+азксш1)/100 =6,145 (5+6)/100 КККу=0,676Ккку.(12.14)
Дисконтированные затраты на ККУ:
Зкап.ККУ- Ккку +. ИККУд= 1,676 Ккку- (12.15)
В табл. П.1.3 и П. 1.4 приведены стоимости (капвложения) на
ККУ с батареями конденсаторов на высоком (10 кВ) Кккув и низком (до
1 кВ) КККУн напряжении. По данным табл. П.1.3 и П.1.4 получены ап-
проксимированные формулы:
Для регулируемых ККУ-10 кВ:
КкКУв — КкКУв.ввод + к6кв0 06кв=110000+178 ОбкВ, (12.16)
где Кккув.ввод—1Ю000 руб — капиталовложения на вводной выключатель
и другое оборудование ККУ-10 кВ, КбКв0 = 178 [руб/квар] - удельные
капиталовложения на 1 квар установленной мощности ККУ-10 кВ.
Для регулируемых ККУ-0,4 кВ:
Кккун = Кккун.ввод + Кбкно 0бки=345ОО+28О Обкн, (12.17)
где Кккун.ввод— 34500 руб — капиталовложения на вводной выключатель
и другое оборудование ККУ-0,4 кВ, КбКно = 280 [руб/квар] - удельные
капиталовложения на 1 квар установленной мощности ККУ-0,4 кВ.
Дисконтированные затраты на ККУ:
Для регулируемых ККУ-10 кВ:
Зхапккув =1,676 (110000+178 060)= 184360+298,33 0бкв. (12.18)
Для регулируемых ККУ-0,4 кВ:
Зопжкун = 1,676*(34500+280 0>к„) = 57822+469,28 061СН. (12.19)
Для ККУ-10 кВ, используемых в СЭС Мясокомбината, экономи-
ческие показатели приведены в табл. 12.2.
Таблица 12.2
Марка ККУ Кккув, т руб ИкКУвд, т.руб ЗкКУщ т.руб
УКРМ-(6-10)-300-150 (150ф+150р) 163 110 274
12.5. Дисконтированные затраты
на электрические аппараты и КРУ 10 кВ
В табл. П. 1.5 приведены стоимости (капвложения) Квп.в на элек-
трические аппараты на высоком (10 кВ) напряжении, цены на КРУ с
аппаратом.
Дисконтированные издержки на эксплуатацию КРУ:
Икруд=^7д(явм+аэкспл)/1ИИ Ккру=6,145(5+6)/100 ККРУ=0,676 Ккру.( 12.20)
140
Дисконтированные затраты наКРУ-ЮкВ:
Зкап.кру- ККру + ИКруд= 1,676 ККру. (12.21)
Для КРУ, используемых в СЭС Мясокомбината, экономические
показатели приведены в табл. 12.3.
Таблица 12.3
Тип КРУ Назначение Ккру, т.руб Ид. кру, т.руб Зкру, т.руб
Ячейка КСО с ВБСК2-10- 20/630 Отходящие кабельные линии 351 237,3 588,3
Ячейка КСО-366 с двумя РВЗ- 10/400, ВНРп- 10/400 УЗ, пре- дохранителем ПКТ-103-10-80- 20 УЗ Высоковольтный ввод в ТП с вы- ключателем на- грузки с предо- хранителем. Присоединение трансформатора к кабелям 10 кВ через «развилку» разъедин ителей 44 29,7 73,7
141
13. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ
СХЕМА СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 И 0,4 КВ
Схема электрическая - документ, содержащий в виде условных
изображений или обозначений составные части изделия, действую-
щие при помощи электрической энергии, и их взаимосвязи [1].
Принципиальные электрические схемы выполняют без соблю-
дения масштаба и действительного пространственного расположения
составных частей СЭСПП. Схему питающей сети рекомендуется вы-
полнять в однолинейном изображении.
Допускается помещать на схеме поясняющие надписи, диа-
граммы или таблицы, указывать параметры в характерных точках
(величины токов, напряжений, формы и величины импульсов, мате-
матические зависимости и т.д.).
На принципиальной схеме изображают все электрические эле-
менты или устройства, необходимые для осуществления и контроля
установленных электрических процессов, все электрические взаимо-
связи между ними, а также электрические элементы (соединители,
зажимы и т.д.), которыми заканчиваются входные и выходные цепи.
Элементы и устройства, условные графические обозначения
(УГО) которых установлены в стандартах ЕСКД, изображают на схе-
ме в виде этих УГО (см. табл. П.2.1) [2]. Если УГО стандартами не
установлено, то разработчик выполняет УГО на полях схемы и дает
пояснения.
На схеме для каждого элемента, изображенного в виде УГО,
следует указывать его тип, который проставляют на схеме рядом с
УГО элементов с правой стороны или над ними.
Условные графические обозначения элементов на схемах изо-
бражают в размерах, установленных в стандартах на условные графи-
ческие обозначения и следует их выполнять линиями той же толщины,
что и линии связи.
Линия электрической связи - линия на схеме, указывающая путь
прохождения тока, сигнала и т. д (см. табл. П2.2).
Следует добиваться наименьшего числа изломов и пересечений
линий связи, сохраняя между параллельными линиями расстояние не
менее 3 мм. На схемах допускается помещать необходимые техниче-
ские указания. На рис. 13.1. представлена принципиальная электриче-
ская схема электроснабжения Мясокомбината.
142
(ад
(АД)
X s
35 кВ !
(ад;
;АД)
3
1 секция 10 кВ
---------Г5-
9 С15^0
Ц=149м
ТП 6
Ц=190м__________у
Lj=96M__________
L||=l 16м
j- I ТП 4.2
X I ТП 1.2
300 квар V
2 секция 10 кВ | у
“X Т8 2
4
,х
U
co
0,38 кВ
0,38 кВ
0,38 кВ
500
400 ,.й
к вар
400 э
Lu=56m
ТП 9
ТТП 8.2
t 0,38 кВ
450 _
F 0,38 кВ
400
квар
Ь]2=55м
X f ТП 1.1
X f ТП 8.1
Lj—274м
L^=155m
L|0= 101 м
t ТП4.]
0,38 кВ
Ч^ГЗОТм
' ТП 1.3
? 0 38 кВ
375 ~
4 0,38 кВ
0,38 кВ
450 _
квар£
' ТП 15
X 0,38 кВ
600 — ГЧ т*| W| — ГЧ
квар| ЕЕ НЕЕ
ТП 13
0,38 кВ
300 - «Ч «1 - «Ч
СП СП СП Г-|
Рис. 13.1. Принципиальная электрическая схема электроснабжения Мясокомбината
14. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ВАРИАНТА СЭСПП 10/0,4 кВ
14.1. Суммарные дисконтированные затраты
(общие положения)
Суммарные дисконтированные затраты на СЭСПП 10/0,4 кВ
складываются из затрат на ТП Зутп, коммутационные аппараты 10 кВ
на вводах в ТП Зувт, ячейки КРУ 10 кВ (с выключателями) на ГПП
Зувгз кабели 10 кВ Зукв, кабели 0,4 кВ, ККУ напряжением 0,4 Зувн и 10
кВ Зтев:
Зу — Зутп + Зувт + Зувг + Зукв + Зукн + Зувв + Зувн. (14.1)
Суммарные дисконтированные затраты на ТП, кабели и ККУ
складываются из затрат по капиталовложениям на трансформаторы,
кабели и ККУ и на возмещение потерь электроэнергии в них.
Суммарные дисконтированные затраты на трансформаторы и
возмещение потерь электроэнергии в них:
Зутп “ £ Эл М + Сэ.дАЭту, (14.2)
где 3Т1 - дисконтированные затраты по капиталовложениям на транс-
форматор ТП -10/0,14 кВ (§12.2), NTi — число трансформаторов одной
номинальной мощности; АЭту - суммарные потери активной электро-
энергии в трансформаторах за год (§11.1); сэ.д - дисконтированная
стоимость 1 кВт ч электроэнергии:
Сэ.д — РМ -, (143)
где Р [руб/кВт-ч] — стоимость электроэнергии, £>д — дисконтирующий
множитель.
При одинаковой номинальной мощности трансформаторов
10/0,14 кВ:
Зутп= ЗтМ + Сз.дАЭту, (14.4)
Суммарные дисконтированные затраты на кабели и возмещение
потерь электроэнергии в них:
Зук — 21 Зкц/ LKj + сэлДЭке, (14.5)
где Зко/ - удельные дисконтированные затраты по капиталовложениям
(§12.4) нау'-тый участок кабельной линии длиной L^, АЭку - суммарные
потери активной электроэнергии в кабелях за год (§11.3):
Суммарные дисконтированные затраты на ККУ складываются из
затрат на ККУ (§12.4) при их числе Лкку и возмещения потерь электро-
энергии в конденсаторах (§ 11.3) с установленной мощностью 0бк:
Зуб - 1,676 (КккУввод Мску+ КбкО Обк) + Сэ.д АЭвкТ, (14.6)
144
Суммарные дисконтированные затраты на КРУ-10 кВ с выклю-
чателями, установленными на ГПП (§ 12.5):
Зтвг- ЕЗКРуя. (14.7)
При установке КРУ одинаковой марки числом Меру:
Зтвг“ Зкру Меру- (14.8)
Суммарные дисконтированные затраты на блок коммутацион-
ных аппаратов 10 кВ (КСО) на вводах в ТП (§12.5):
3vBT= S3KCOi. (14.9)
При установке КСО одинаковой марки числом Ут:
Зтвг= ЗксоМ- (14.10)
14.2. Технико-экономические
показатели СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината
Активная мощность СЭС Мясокомбината в период наибольшей
нагрузки РП=87ОЗ кВт.
Годовое потребление активной электроэнергии:
ЭП=РП Гнб= 8703*3600 =31330800 кВт ч/год. (14.11)
Коэффициент реактивной мощности на вторичной стороне
трансформаторов ГПП: tg(pCHCTi = 0,39; tg<pC)iCT2 = 0,37.
Дисконтированная стоимость 1 кВт ч электроэнергии сэд
при 0=3,5 руб/кВт-ч и £>д=6,145:
с,.д =3,5x6,145=21,5 руб/кВт-ч. (14.12)
В табл. 14.1 приведены технические показатели СЭС 10/0,4 кВ
Мясокомбината: марки элементов, установленных в СЭС 10/0,4 кВ
Мясокомбината, их число, суммарные установленные мощности ККУ
(Эуст, суммарные длины кабелей 10 кВ и 0,4 кВ, значения потерь актив-
ной мощности в максимум нагрузки ДР и потерь активной электро-
энергии за год ДЭ.
В табл. 14.2 приведены экономические показатели СЭС 10/0,4 кВ
Мясокомбината — дисконтированные затраты в т.руб: по капиталовло-
жениям Зкал (Гл. 12), на возмещение потерь активной электроэнергии
ДЭ (Гл. 11):
Здэ= сэдДЭ; (14.13)
суммарные:
Здиск — Зкап + ЗдЭ. (14.14)
Суммарные дисконтированные затраты на СЭС 10/0,4 кВ
ЗдИСк2=37830 т.руб.
145
Удельные дисконтированные затраты на 1 кВт максимальной ак-
тивной нагрузки:
зДиск1= Здиск^/ Ра =37830000/8703 =4347 руб/кВт. (14.15)
В табл. 14.3 и на рис. 14.1 и 14.2 приведены технико-
экономические показатели СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината в процентах
от суммарных значений показателя. Суммарные потери активной мощ-
ности в максимум нагрузки составляют APj = 2,14%; годовые потери
активной электроэнергии ДЭ^ = 1,98 %, из них 78 % приходится на ка-
бели 0,4 кВ и трансформаторы. 90 % суммарных затрат приходится на
трансформаторы 10/0,4 кВ, КСО с выключателями В БСК2-10-20/630,
кабели 0,4 кВ и ККУ-0,4 кВ.
Таблица 14.1.
Технические показатели СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината
Элементы Марка Число dean Длина/., м ДР, кВт ДЭ, кВтч/год
Т рансформаторы ТМ-1000-10/0,4 И - - 67,8 235134
Кабели 10 кВ АСБ-10-3x50 1026 13 40560
АСБ-10-3x95 1850
Кабели 0,4 кВ АПВБ6ШВ-0,4-4*150 - 1239 78,4 244577
АПВБбШВ-0,4- 4*240 2528
ККУ-10 кВ УКРМ-10-300-150-2 2 600 - 2,4 8640
ККУ-0,4 кВ КРМ-0,4 И 5025 - 25 90360
КРУ-10 кВ ВБСК2-10-20/630 13 -
КСО-366-10 кВ 2*РВЗ-10/400, ВНРп-10/400, ПКТ-10 И - -
СУММА 187 кВт 619271 кВт ч/г
146
Таблица 14.2.
Дисконтированные затраты на СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината
Элементы Зып, т.руб Здэ, т.руб ЗцнСК, т.руб
Трансформаторы 11*747,7= 8225 5055 13280
Кабели 10 кВ 1026*517,4= 531 1855 872 2727
1850*715,8= 1324
Кабели 0,4 кВ 1239*477,2= 591 2436 5258 7694
2528*729,6= 1844
ККУ-10 кВ 184360*2+298*600= 547,5 186 733,3
ККУ-0,4 кВ 57822*11+470*5025= 2998 1943 4941
КРУ-10 кВ 588*13= 7644 7,6
КСО-366-10кВ 73,7*11= 811 0,8
СУММА 24516 13314 37830
Таблица 14.3.
Технико-экономические показатели СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината в
процентах от суммарных значений______________________________
Элементы АР,% ЛЭ,% зкап,% ЗдЭ,%
Трансформаторы 0,78 0,75 33,5 38,0 35,1
Кабели 10 кВ 0,15 0,13 7,6 6,5 7,2
Кабели 0,4 кВ 0,90 0,78 9,9 39,5 20,3
ККУ-10 кВ 0,03 0,03 2,2 1,4 1,9
ККУ-0,4 кВ 0,29 0,29 12,2 14,6 13,1
КРУ-10 кВ 31,2 20,2
КСО-366-10кВ 3,3 2,1
СУММА 2,14 1,98 100,0 100,0 100,0
147
Знал, %
3D3,%
3 диск, %
Рис 14.1. Диаграмма дисконтированных затрат (составляющих и суммар-
ных) на элементы СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината в % от суммарных за-
трат, ранжированные по убыванию суммарных дисконтированных затрат
Рис 14.2. Диаграмма ранжированных потерь активной мощности в макси-
мум нагрузки и потерь ЭЭ за год в СЭС 10/0,4 кВ Мясокомбината в % от
максимальной нагрузки и годового потребления ЭЭ
148
Приложение 1. КАПИТАЛЬНЫЕ
ВЛОЖЕНИЯ НА ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 10/0,4 кВ
П.1.1. Трансформаторы 10/0,4 кВ
Таблица П.1.1
Стоимости (капвложения) К, (руб) трансформаторов
'$ном.т кВА 40 63 100 160 250 400
тмг/тм (масляные) 76900 89800 102000 126200 162000 210000
ТСЛ (сухие) 478975 595700
ТСЗЛ (сухие) 539350 656075
'Sikmu.t кВА 630 1000 1250 1600 2000 2500
тмг/тм (масляные) 313000 446000 660000 799000
ТСЛ (сухие) 732550 966000 1147125 1308125 1540000 2012500
ТСЗЛ (сухие) 805000 1046500 1227625 1408750 1871625 2133250
П.1.2. Кабели
Таблица П.1.2
Стоимости (капвложения) к^ (руб/м) кабелей
Марка кабеля АСБ -10-ЗхГ АПВБбШВ -0,4- 4*Г Марка кабеля АСБ -10-ЗхГ АПВБбШВ -0,4- 4 х/7
F, мм2 Кко, руб/м Кко, руб/м F, мм2 Кко, руб/м кк0, руб/м
16 - 95 95 516 230
25 - 142 120 648 277
35 358 179 150 660 344
50 373 219 185 717 413
70 454 306 240 925 526
149
П.1.3. Комплектные конденсаторные установки
Таблица П.1.3
Стоимости (капвложения) на регулируемые
ККУ-ЮкВ и их технические данные
Наименование Мощность, квар Шаги регулировки, квар Ккку™, т.руб
Фикс. Per.
УКРМ-(6-10)-150-50 (100р+50р) 150 1x100 1x50 137
УКРМ-(6-10)-300-150 (150ф+150р) 300 1x150 1x150 163
УКРМ-(6-10)-450-150 (300ф+150р) 450 1x300 1x150 190
УКРМ-(6-10)-600-300 (ЗООф+ЗООр) 600 1x300 1x300 217
УКРМ-10,5 (6,3)-900-450 (450ф+450р) 900 1x450 1x450 270
УКРМ-(6-10)-1350-450 (450ф+2х450р) 1350 1x450 2x450 350
УКРМ-(6-10)-2250-450 (Зх450ф+2х450р) 2250 3x450 2x450 511
уКРМ-(6-10)-3150-450 (Зх450ф+4х450р) 3150 3x450 4x450 671
УКРМ-(6-10)-4050-450 (2х450ф+7х450р) 4050 2x450 7x450 831
УКРМ-(6-10)-5400-450 (Зх450ф+9х450р) 5400 3x450 9x450 1071
УКРМ-(6-10)-6000-600 (4х600ф+6х600р) 6000 4x600 6x600 1178
УКРМ-(6-10)-7200-450 (8х450ф+8х450р) 7200 8x450 8x450 1392
150
Таблица П.1.4
Стоимости (капвложения) на регулируемые
ККУ-0,4 кВ и их технические данные
Наименование Ступени Кккун, руб
КРМ 0,4-20квар-10квар 2x10 44976
КРМ 0,4-30квар-10квар 10;10;20;10 48415
КРМ 0,4-40квар-10квар 10;10;20;20 52180
КРМ 0,4-50квар-25квар 25;25 51660
КРМ 0,4-60квар-10квар 10;10;20;20 53737
КРМ О,4-67квар-33,Зквар 2x33,3 54386
КРМ 0,4-70квар-10квар 10;10;20;30 58799
КРМ О,4-75квар-12,5квар 12,5;12,5;25;25 58021
КРМ 0,4-80квар-20квар 20;20;20;20 57631
КРМ 0,4-90квар-30квар 30;30;30 59643
КРМ 0,4-100квар-25квар 25;25;25;25 59838
КРМ О,4-112,5квар-12,5квар 12,5;12,5;12,5;25;50 61395
КРМ О,4-134квар-67квар (30+37,5)х2 66584
КРМ О,4-15Оквар-25квар 25;25;50;50 66584
КРМ О,4-167квар-33,Зквар 33;3х5 76517
КРМ О,4-175квар-25квар 25;25;25;50;50 79048
КРМ 0,4-180квар-30квар 6x30 86252
КРМ 0,4-200квар-25квар 25;25;50;50;50 86577
КРМ О,4-225квар-25квар 25;25;25;50;50;50 89432
КРМ О,4-225квар-37,5квар 6x37,5 106825
КРМ 0,4-240квар-40квар 40x6 102477
КРМ О,4-25Оквар-25квар 2x25+4x50 100465
КРМ О,4-268квар-167квар 4х(30+37) 117988
КРМ О,4-275квар-25квар 3x25+4x50 110006
КРМ 0,4-300квар-25квар 2x25+5x50 117080
КРМ О,4-325квар-25квар 3x25+5x50 124089
КРМ О,4-337,5квар-37,5квар 9x37,5 134603
КРМ 0,4-350квар-50квар 7x50 127983
КРМ 0,4-360квар-30квар 12x30 174841
КРМ 0,4-400квар-50квар 8x50 141742
КРМ О,4-425квар-25квар 25x3+7x50 149140
151
КРМ 0,4-450квар-50квар 9x50 157058
КРМ 0,4-500квар-50квар 10x50 168351
КРМ 0,4-550квар-50квар 11x50 187500
КРМ 0,4-600квар-50квар 50x12 209238
КРМ 0,4-700квар-50квар 14x50 234029
КРМ 0,4-800квар-50квар 16x50 258756
П.1.4. КРУ 10 кВ
Таблица П.1.5
Стоимости (капвложения) электроаппаратов и КРУ-10 кВ Ккру
Марка аппарата Тип Кап, руб КкРУв, руб
ВМП-10-20-1000 Маломасляный выключатель 40000 64000
ВПМ-10-20-630 Мал омас ляны й выключатель 34000 58000
ВБСК2-10-20/630 Вакуумный выключатель 150000 174000
РВЗ-10/400 УХЛ1 Разъединитель 7560 -
ВНРп-10/400 Выключатель нагрузки с предохранителе м 15 615 -
Ячейка КСО-366 с ВНРп-10/400 Высоковольтный ввод в ТП с вы- ключателем нагрузки с предохра- нителем - 29000
Ячейка КСО-366 с двумя РВЗ- 10/400 Присоединение трансформатора к кабелям 10 кВ через «развилку» разъединителей - 15000
Ячейка КСО-366 с двумя РВЗ- 10/630 Присоединение трансформатора к кабелям 10 кВ через «развилку» разъединителей - 20000
ВНР+2РВЗ/400 - 44000
BHP+2PB3/630 - 49000
В среднем ВНРп+2РВЗ - 46500
Ячейка КСО с ВБСК2-10-20/630 Отходящие кабельные линии - 351000
Ячейка КСО-366 с двумя РВЗ- 10/400 ВНРп-10/400 Высоковольтный ввод в ТП с вы- ключателем нагрузки с предохра- нителем. Присоединение транс- форматора к кабелям 10 кВ через «развилку» разъединителей 44000
152
Приложение 2. СТАНДАРТНЫЕ
УСЛОВНЫЕ ГРАФИЧЕСКИЕ
И БУКВЕННЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ
Таблица П.2.1.
Стандартные условные графические и буквенные обозначения элемен-
тов электрических схем
ф Е Источник ЭДС
о G Генератор переменного тока, питающая система
0 М Электродвигатель переменного тока
т Трансформатор
yi" Трехфазная обмотка, соединенная в звезду, с выведенной заземленной нейтралью
д Трехфазная обмотка, соединенная в треугольник
0 Q Силовой выключатель (на напряжение выше 1 кВ)
QW Выключатель нагрузки
QS Разъединитель
ф F Предохранитель
Сборные шины с присоединениями
Соединение разъемное
153
QA Автоматический выключатель на напряжение до 1 кВ
KM Контактор, магнитный пускатель
S Рубильник
$ TA Трансформатор тока
$ TA Трансформатор тока нулевой последовательности
/у\ TV Трехфазный или три однофазных трансформатора напряжения
jtj F Разрядник
154
Таблица П2.2.
Стандартные условные графические и буквенные обозначения линии
электрической связи_____________________________________________
Линия электрической связи, провода, кабели, шины
При наличии текста к линии электрической связи, кабелю, шине текст помещают над линией ABCMF
Графический излом линий электрической связи, линий групповой связи, провода, кабеля, шины:
а) под углом 90° I”-
б) под углом 135°
Пересечение линий электрической связи электриче- ски не соединенных проводов, кабелей, шин. Линии должны пересекаться под углом 90° +"“Х
Линия электрической связи с ответвлениями:
а) с одним J
б) с двумя. | или | 1
В однолинейном изображении группы линий электрической связи, состоящей из 2-4 линий, допускается изображать:
а) группу из двух линий ,2 н —f— или ff
б) группу из трех линий —f— или
При наличии текста к линии электрической связи, кабелю, шине, линии группо- вой связи текст помещают:
а) над линией AICDEF
б) в разрыве линии A1CHF и*и — A1C5EF -—
155
Приложение 3. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА
Текстовой частью курсового проекта является расчетно-
пояснительная записка, объем которой составляет 120-150 страниц пе-
чатного текста,
В тексте записки кратко излагается методика расчетов, дается
обоснование принятым решениям, приводятся необходимые для расче-
тов формулы и схемы. Результаты расчетов представляются в таблич-
ной форме, а пояснения к ним выполняются на конкретном примере.
Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту включает
в себя титульный лист, задание на проект с исходными данными на
проектирование, аннотацию, введение, текст записки, выводы, список
литературы, оглавление.
Титульный лист оформляется согласно принятому образцу.
Текст следует излагать разборчиво, грамотно, кратко, четко. В
тексте не допускается применять сокращения, кроме установленных
правилами русской орфографии, соответствующими государственны-
ми стандартами.
Главы должны иметь порядковые номера в пределах всего доку-
мента, обозначенные арабскими цифрами. Номер подраздела состоит
из номера главы и подраздела, разделенных точкой. Подразделы могут
состоять из пунктов, пункты из подпунктов.
При нумерации страниц Титульный лист и Содержание включа-
ют в общую нумерацию, но номера страниц на них не проставляют.
Остальные листы нумеруют по порядку, проставляя номера страниц в
правом нижнем углу колонтитула.
В конце пояснительной записки приводится перечень литерату-
ры и другой документации, которая была использована при её состав-
лении. Заголовок списка литературы не нумеруется. Список литерату-
ры включают в содержание пояснительной записки. Для книг указы-
вают фамилию и инициалы автора(ов), точное название книги, изда-
тельство и год выпуска; для журналов - фамилию и инициалы авто-
ра(ов), полное название статьи, наименование журнала, год выпуска и
его номер. Ссылки на литературу в тексте пояснительной записки раз-
решаются путем указания в прямых скобках порядкового номера ис-
точника в списке литературы.
Общие правила оформления: курсовой проект выполняется на
компьютере в соответствии с требованиями стандарта БГТУ, Текст
печатается 14 п,т, шрифтом Times New Roman с полуторным интерва-
156
лом. Названия глав — полужирным шрифтом прописными буквами;
названия подразделов — полужирным шрифтом строчными буквами и
выравниваются посередине текста. Новая глава начинается с новой
страницы. В конце названия главы и подраздела точка не ставится.
Название таблицы устанавливается над таблицей и выравнивает-
ся по левому краю таблицы без абзацного отступа. Номер таблицы ус-
танавливается над названием и выравнивается по правому краю табли-
цы. Название рисунков указывается снизу рисунка и выравнивается по
центру страницы. Все подписи на рисунках и название должны быть 12
п.т. шрифтом Times New Roman.
Между названием главы, раздела и текстом должен быть преду-
смотрен интервал в виде одной пустой строки. Не допускается исполь-
зование курсивов в названии таблиц, рисунков, подрисуночных подпи-
сях, внутри разделов курсового проекта (работы).
Нумерация страниц производится в правой нижней части листа
арабскими цифрами.
Поля: сверху — 2 см, снизу — 1,5 см, справа — 0,5-0,8 см, слева —
2,2-2,3 см. Абзацный отступ — 1,25 см.
157
Список литературы
1. ГОСТ 2.702-2011 ЕСКД. Правила выполнения электрических
схем.
2. ГОСТ 2.721-74 ЕСКД. Обозначения условные графические в
схемах.
3. Конюхова Е.А. Электроснабжение: Учебник для студ. учреж-
дений выс. проф. образования. — М.: Издательский дом МЭИ, 2014.
4. Методика расчета нормативных (технологических) потерь
электроэнергии в электрических сетях. Приказ Минпромэнерго России
от 03 февраля 2005 г. № 21.
5. Методические рекомендации по оценке эффективности инве-
стиционных проектов (Вторая редакция) / М-во экон. РФ, М-во фин.
РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике; рук. авт. кол.: Коссов В.В.,
Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. — М.: Экономика, 2000.
6. О расчете электрических нагрузок. Технический циркуляр
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект № 359-92 от 30 июля 1992 г.
7. Порядок расчета и обоснования нормативов технологических
потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. При-
каз Министерства промышленности и энергетики РФ от 4 октября 2005
. N 267 с изменениями от 16 июля, 1 ноября 2007 г.).
8. Пособие к «Указаниям по расчету электрических нагрузок».
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, (вторая редакция) Москва 1993 г.
9. Правила технической эксплуатации электрических станций и
сетей Российской Федерации. Министерство энергетики РФ. — М.: ЗАО
«Энергосервис», 2003.
10. Правила устройства электроустановок. ПУЭ. - М.: "Издатель-
ство НЦ ЭНАС", 2007.
11. Проектирование промышленных электрических сетей./ Кру-
пович В.И., Ермилов А.А., Иванов В.С., Крупович Ю.В. - М.: Энергия,
1979.
12. Проектирование электроснабжения промышленных предпри-
ятий. ВНИПИ Тяжпромэлектропроект. 1-я редакция НТП ЭПП-94
13. Рекомендации по проектированию силового электрооборудо-
вания напряжением до 1000 в переменного тока промышленных пред-
приятий. Всероссийский научно-исследовательский, проектно-
конструкторский институт Тяжпромэлектропроект (вторая редакция)
Москва, 1989.
14. Смоляк С.А. О норме дисконта для оценки эффективности
инвестиционных проектов в условиях риска // Аудит и финансовый
анализ №2, 2000
158
15. Справочник по проектированию электрических сетей и элек-
трооборудования - Под ред. В.И. Круповича и др. - Изд. 3-е - М.: Энер-
гия, 1981.
16. Справочник по проектированию электрических сетей./Под
ред. Д.Л. Файбисовича. — М.: Изд-во ИЦ ЭНАС, 2005.
17. Справочник по проектированию электроснабжения. Электро-
установки промышленных предприятий /под ред. Круповича В.И., Ба-
рыбина Ю.., Самовера М. Л. - М.: Энергия, 1980.
18. Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. Производство,
передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. Про-
фессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. А.И. Попов). - 9-е изд.,
стер. - М.: ИД МЭИ, 2004.