/
Автор: Рудницький В.Г.
Теги: навчальний посібник електротехніка електропостачання електроенергетика
ISBN: 966-680-283-X
Год: 2006
Текст
В.Г. Рудницький
ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКЕ
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
Курсове проектування
Навчальний посібник
Рекомендовано Міністерством освіти і науки України
,як навчальний посібник для студентів виших навчальних закладів
'"ЙЙЙЕГ
Суми
Університетська книга -----------------
2006
УДК 621.311
ББК 31.2я73
Р83
Рекомендовано до друку вченою радою Одеського національного полі-
технічного університету. Протокол № 7 від 28 березня 2006 р.
Рецензенти:
Андрющенко О.А., доктор технічних наук, професор, директор Інститу-
ту електромеханіки та енергоменеджменту Одеського національного по-
літехнічного університету;
Лежнюк П.Д., доктор технічних наук, професор, завідувач кафедри еле-
ктричних станцій та систем Вінницького національного технічного уні-
верситету;
Ніколенко В.О., кандидат технічних наук, директор Одеського відділен-
ня Інституту електроенергетики та електропостачання Інженерної ака-
демії України
Гриф надано Міністерством освіти і науки України.
Лист № 1.4/18-Г-329 від 30.06.06
Рудницький В.Г.
Р83 Внутрішньозаводське електропостачання. Курсове проек-
тування: Навчальний посібник. - Суми: ВТД “Університетська
книга”, 2006. - 153 с.
І8ВМ 966-680-283-Х
У посібнику наведені варіанти завдань та вихідних даних, зміст,
структура, вимоги до оформлення, загальні вказівки до виконання роз-
рахунково-пояснювальної записки і графічної частини курсової роботи,
в якій розробляється система внутрішньозаводського електропостачан-
ня промислового підприємства при напрузі 6-10 кВ.
Для кожного з розділів курсової роботи наводяться необхідні те-
оретичні відомості, приклади виконання розрахунків, необхідні таблиці,
контрольні запитання та довідкові матеріали.
Призначається для студентів електротехнічного напрямку вищих
навчальних закладів освіти, а також може бути корисним для виклада-
чів при проведенні навчального процесу та інженерно-технічних пра-
цівників, які займаються проектуванням й експлуатацією систем елек-
тропостачання.
ББК 31.2я73
І8ВМ 966-680-283-Х
© Рудницький В.Г., 2006
© ТОВ «ВТД «Університетська
книга», 2006
ПЕРЕДМОВА
У навчальній програмі з дисципліни “Основи електропос-
тачання” передбачається виконання курсової роботи студента-
ми денної форми навчання підготовки бакалаврів за напрямком
6.0906 - електротехніка спеціальностей 8.090603 - електротех-
нічні системи електроспоживання і 8.000008 - енергетичний
менеджмент.
Виконання курсової роботи розвиває в студентів навички
самостійного використання знань, отриманих при вивченні тео-
ретичного матеріалу, для розв’язання комплексного завдання
проектного характеру з освоєнням конкретних методик розра-
хунків.
При виконанні курсової роботи потрібно розробити систе-
му електропостачання (СЕП) промислового підприємства при на-
прузі понад 1 кВ (конкретно при напрузі 6-10 кВ). Така систе-
ма складається з повітряних ліній електропередачі (ЛЕП) на-
пругою 35-110 кВ, що живлять підприємство від енергосисте-
ми, пункту прийому електроенергії - головної понижувальної
підстанції (ГПП), ліній напругою 6-10 кВ, які розподіляють
електроенергію по території підприємства, цехових трансфор-
маторних підстанцій (ТП) і розподільних пунктів (РП), якщо
вони потрібні.
Студент повинен розробити систему внутрішньозаводсь-
кого електропостачання, яка зможе забезпечити споживачів
електричною енергією відповідної якості та в необхідній кіль-
кості при заданій надійності електропостачання. Для вирішен-
ня цього завдання він повинен підтвердити розрахунками пра-
цездатність СЕП в нормальних, форсованих і аварійних режи-
мах. Для цього слід вибрати такі схемні та технічні рішення,
щоб у нормальному режимі система характеризувалася еконо-
мічністю, у форсованому режимі забезпечувала заданий рівень
надійності електропостачання за рахунок перевантажувальної
спроможності елементів СЕП, а в аварійному режимі - швидко
і вибірково вимикався пошкоджений елемент чи ділянка ме-
режі.
У розрахунково-пояснювальній записці повинні бути на-
ведені вихідні дані на проектування, пояснення ходу та послі-
довності розглянутих питань з обґрунтуванням прийнятих рі-
шень і посиланнями на літературу, вказані методи розрахунків
і розрахункові формули в загальному вигляді, зроблені необхідні
З
числові підстановки в них та отримані результати розрахунків.
В одному прикладі це робиться докладно, інші аналогічні роз-
рахунки наводяться в таблиці.
Виконання курсової роботи проводиться з дотриманням
усіх вимог і норм єдиної системи конструкторської докумен-
тації (ЄСКД) та державного стандарту України ДСТУ 3008-95
“Документация. Отчетьі в сфере науки и техники”.
Підручників або навчальних посібників, присвячених
проектуванню внутрішньозаводського електропостачання укра-
їнською та російською мовами дуже мало. Тому потреба в тако-
му посібнику є актуальною.
Навчальний посібник складений відповідно до обсягу кур-
сової роботи, яка виконується студентами Одеського національ-
ного політехнічного університету протягом багатьох років на
кафедрі електропостачання. Теоретичний матеріал поданий та-
ким чином, щоб студент міг знайти пояснення для прийнятих у
проектній практиці рішень, обґрунтувати свої розробки на ос-
нові відповідних правил та інструктивних положень з безпечно-
го обслуговування електроустановок (ЕУ). У посібнику наведені
розрахунки та приклади до кожного розділу курсової роботи,
які виконуються за затвердженими нині діючими вказівками
та сучасними методиками. Для економії часу студентів підібра-
ний достатній сучасний довідковий матеріал для виконання
курсової роботи, який наведений у додатках.
Зауваження та побажання щодо вдосконалення навчаль-
ного посібника надсилати за адресою: кафедра електропостачан-
ня, Інститут електромеханіки та енергоменеджменту, Одеський
національний політехнічний університет, пр. Шевченка, 1,
м. Одеса-44, 65044, Україна.
4
ВСТУП
ЗАГАЛЬНІ ВИМОГИ ДО КУРСОВОЇ РОБОТИ
Згідно з “Правилами устройства злектроустановок” (ПУЗ)
[1] електропостачання - це забезпечення електроенергією спо-
живачів.
Під системою електропостачання розуміють сукупність
електроустановок для забезпечення споживачів електроенергі-
єю. При цьому електроустановками називають сукупність еле-
ктричних машин, апаратів, ЛЕП та допоміжного обладнання
(разом із будівлями та приміщеннями, у яких вони розміщені),
призначених для виробництва, перетворення, трансформації, пе-
редачі, розподілу електроенергії, у тому числі перетворення її
на інші види енергії.
СЕП промислових підприємств призначені для забезпечення
роботи електроприймачів (ЕП) цих підприємств: електродвигу-
нів (ЕД), електротехнологічних пристроїв, освітлення та інших
технологічних установок промислового призначення.
СЕП повинна відповідати таким вимогам: безпеки та зру-
чності експлуатації; належної надійності роботи; забезпечен-
ня необхідної якості електроенергії (ЯЕ); економічності пере-
дачі та розподілу електроенергії; можливості подальшого роз-
витку.
СЕП як складна та високовідповідальна система суворо ре-
гламентується правилами техніки експлуатації (ПТЕ) і техніки
безпеки (ТБ) з додержанням усіх норм.
З погляду зручності експлуатації на всіх ступенях СЕП
слід забезпечити можливість здійснення ремонтних та експлуа-
таційних робіт на окремих елементах схеми без вимкнення су-
сідніх приєднань з мінімальною кількістю операцій комутацій-
ної апаратури.
Надійність СЕП повинна відповідати характеру ЕП, які
від неї живляться. За надійністю електропостачання всі ЕП по-
діляються на три категорії - першу, другу та третю. Із першої
категорії виділяють особливу групу ЕП.
Економічність електропостачання досягається шляхом роз-
робки досконалих систем розподілу електроенергії, використання
раціональних конструкцій комплектних розподільних пристро-
їв (КРП) та підстанцій (ПС), а також вирішення основних про-
блем оптимізації СЕП.
5
При проектуванні та експлуатації СЕП слід враховувати
перспективу розвитку (можливість зростання споживання еле-
ктроенергії без корінної реконструкції), передбачати можливість
поетапного розвитку.
Реалізація цих вимог забезпечує зниження електричних
втрат та витрат грошових при спорудженні та експлуатації усіх
елементів СЕП, високу якість електропостачання.
У наш час електропостачання здебільшого централізова-
не, коли споживачі електроенергії приєднані до електроенерге-
тичної системи та є її абонентами. Значно рідше буває децент-
ралізоване електропостачання, коли електроенергія постачається
споживачам від власних джерел, які не мають зв’язку з систе-
мою. Можливе електропостачання від електроенергетичної сис-
теми та власної електростанції, яка може мати зв’язок з систе-
мою і працювати з нею паралельно.
Енергетичною системою (енергосистемою) називають су-
купність електростанцій, електричних і теплових мереж, що
з’єднані між собою й пов’язані загальним режимом у безперер-
вному процесі виробництва, перетворення та розподілу електро-
енергії і теплоти при загальному керуванні цим режимом.
Електроенергетична система - це електрична частина
енергосистеми разом з приймачами електроенергії, що живляться
від неї. Однак фахівці з електропостачання використовують тер-
мін “енергосистема”, розуміючи під ним електроенергетичну си-
стему.
Залежно від рівня розгляду в електроенергетичній системі
можна виділити підсистеми, які складаються з джерела елект-
роенергії, електропередачі та приймального пункту (ПП).
СЕП промислового підприємства є підсистемою електро-
енергетичної системи. Вона являє собою поєднання окремих
елементів і може умовно бути поділена на зовнішню та внутрі-
шню. У внутрішній частині СЕП розрізняють внутрішньозавод-
ську і внутрішньоцехову.
До зовнішньої частини СЕП промислового підприємства
належать живильні мережі напругою 6-330 кВ (повітряні, ка-
бельні лінії), які забезпечують передачу електроенергії від міс-
ця приєднання в електроенергетичній системі, яка є джерелом
живлення (ДЖ), до ПП споживача.
У зовнішніх СЕП приймальним пунктом можуть бути ву-
злова розподільна підстанція (ВРП), ГПП або підстанція глибо-
кого вводу (ПГВ), центральний розподільний пункт (ЦРП) або
РП, а для підприємств з малою потужністю - ТП.
6
У системі внутрішньозаводського електропостачання від-
бувається розподіл електроенергії при напрузі 6-10 кВ між окре-
мими цехами або ділянками великих цехів.
ДЖ при внутрішньозаводському електропостачанні мо-
жуть бути ВРП, ГПП, ЦРП або РП, а ПП - РП цехів та цехові
ТП, окремі ЕП з номінальною напругою 6 чи 10 кВ (асинх-
ронні та синхронні ЕД, дугові електропечі, тиристорні пере-
творювачі та ін.).
У курсовій роботі основна увага приділяється розробці вну-
трішньозаводського електропостачання, оскільки детально
електричні мережі зовнішнього електропостачання проектуються
в курсовому проекті з дисципліни “Електричні системи та ме-
режі”.
В.1 Завдання до курсової роботи
Студенти повинні розробити систему внутрішньозаводсь-
кого електропостачання машинобудівного заводу, яка відпові-
дає основним вимогам до СЕП промислових підприємств.
В.2 Вихідні дані
Для виконання курсової роботи задаються такі вихідні дані:
1) найменування промислового підприємства - машинобу-
дівний завод;
2) генплан підприємства залежно від номера варіанта, який
задається керівником (додаток А);
3) інші необхідні вихідні дані наведені в таблицях В.1-В.8;
4) номер цеху, до ТП якого вибирають переріз кабелів еле-
ктричної мережі напругою 6(10) кВ і електричні апарати (ЕА)
цих ліній, задається керівником курсової роботи.
В окремих випадках керівник курсової роботи може част-
ково змінювати вихідні дані (наприклад, задати вибір перерізу
кабелів і ЕА до високовольтних ЕД чи конденсаторних устано-
вок, до РП та ін.).
7
Таблиця В.1 - Склад цехів підприємства і категорія надійності їх елект-
роприймачів
№ цеху Назва цеху Категорія надійності електроприймачів
1 Механічний цех № 1 2 ІЗ
2 Механічний цех № 2 2 і 3
3 Механічно-складальний цех 2
4 Інструментальний цех 3
5 Цех дрібних серій 2
6 Ремонтно-механічний цех 3
7 Компресорна станція 1 і 2
Таблиця В.2 - Установлена потужність цехів
Варіант Установлена потужність окремих цехів Руст» кВт
1 2 3 4 5 6 7
01 5000 5600 6100 6900 6900 5700 1000
02 5100 5700 6200 6800 7000 5800 1100
03 5200 5800 6300 6700 6900 5900 1200
04 5300 5900 6400 6600 6800 6000 1300
05 5400 6000 6500 6500 6700 6100 1400
06 5500 6100 6600 6400 6600 6200 1500
07 5600 6200 6700 6300 6500 6300 1600
08 5700 6300 6800 6200 6400 6400 1700
09 5800 6400 6900 6100 6300 6500 1800
10 5900 6500 7000 6000 6200 6600 1900
11 6000 6600 6900 5900 6100 6700 2000
12 6100 6700 6800 5800 6000 6800 2100
13 6200 6800 6700 5700 5900 6900 2200
14 6300 6900 6600 5600 5800 7000 1000
15 6400 7000 6500 5500 5700 6900 1100
16 6500 6900 6400 5400 5600 6800 1200
17 6600 6800 6300 5300 5500 6700 1300
18 6700 6700 6200 5200 5400 6600 1400
19 6800 6600 6100 5100 5300 6500 1500
20 6900 6500 6000 5000 5200 6400 1600
8
Продовження таблиці В.2
Варіант Установлена потужність окремих цехів Руст, кВт
1 2 3 4 5 6 7
21 7000 6400 5900 4900 5100 6300 1700
22 6900 6300 5800 4800 5000 6200 1800
23 6800 6200 5700 4700 4900 6100 1900
24 6700 6100 5600 4600 4800 6000 2000
25 6600 6000 5500 4500 4700 5900 2100
26 5100 6000 6400 6500 5900 6300 2200
27 5200 6100 ,6500 6400 5800 6400 1000
28 5300 5200 6600 6300 5700 6500 1100
29 5400 5700 6700 6200 5600 6600 1200
ЗО 5500 5800 6800 6100 5500 6700 1300
31 5600 5900 6900 6000 5600 6800 1400
32 5700 6000 7000 5900 5500 6900 1500
33 5800 6100 6900 5800 5400 7000 1600
34 5900 6200 6800 5700 5300 6900 1700
35 6000 6300 6700 5600 5200 6800 1800
36 6100 6400 6600 5500 5100 6700 1900
37 6200 6500 6500 5400 5000 6600 2000
38 6300 6600 6400 5300 4900 6500 2100
39 6400 6700 6300 5200 4800 6400 2200
40 6500 6800 6200 5100 4700 6300 1000
Таблиця В. З - Коефіцієнти попиту цехів
Варіант Коефіцієнти попиту Кп окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
01 0,20 0,15 0,10 0,15 0,11 0,16 0,20
02 0,19 0,14 0,11 0,16 0,12 0,17 0,19
03 0,18 0,13 0,12 0,17 0,13 0,18 0,18
04 0,17 0,12 0,13 0,18 0,14 0,19 0,17
05 0,16 0,11 0,14 0,19 0,15 0,20 0,16
06 0,15 0,10 0,15 0,20 0,16 0,19 0,15
07 0,14 0,11 0,16 0,19 0,17 0,18 0,14
08 0,13 0,12 0,17 0,18 0,18 0,17 0,15
09 0,12 0,13 0,18 0,17 0,19 0,16 0,16
10 0,11 0,14 0,19 0,16 0,20 0,15 0,17
9
Продовження таблиці В. З
Варіант Коефіцієнти попиту Ки окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
11 0,10 0,15 0,20 0,15 0,19 0,14 0,18
12 0,11 0,16 0,19 0,14 0,18 0,13 0,19
13 0,12 0,17 0,18 0,13 0,17 0,12 0,20
14 0,13 0,18 0,17 0,12 0,16 0,11 0,19
15 0,14 0,19 0,16 0,11 0,15 0,10 0,18
16 0,15 0,20 0,15 0,10 0,14 0,11 0,17
17 0,16 0,19 0,14 0,11 0,13 0,12 0,16
18 0,17 0,18 0,13 0,12 0,12 0,13 0,15
19 0,18 0,17 0,12 0,13 0,11 0,14 0,14
20 0,19 0,16 0,11 0,14 0,10 0,15 0,15
21 0,20 0,15 0,10 0,15 0,11 0,16 0,16
22 0,19 0,14 0,11 0,16 0,12 0,17 0,17
23 0,18 0,13 0,12 0,17 0,13 0,18 0,18
24 0,17 0,12 0,13 0,18 0,14 0,19 0,19
25 0,16 0,11 0,14 0,19 0,15 0,20 0,20
. 26 0,10 0,12 0,14 0,15 0,18 0,16 0,19
27 0,11 0,13 0,15 0,16 0,17 0,17 0,18
28 0,12 0,14 0,16 0,17 0,16 0,18 0,17
29 0,13 0,15 0,17 0,18 0,15 0,19 0,16
ЗО 0,14 0,16 0,18 0,19 0,14 0,20 0,15
31 0,15 0,17 0,19 0,20 0,13 0,19 0,14
32 0,16 0,18 0,20 0,19 0,12 0,18 0,15
33 0,17 0,19 0,19 0,18 0,11 0,17 0,16
34 0,18 0,20 0,18 0,17 0,10 0,16 0,17
35 0,19 0,19 0,17 0,16 0,11 0,15 0,18
36 0,20 0,18 0,16 0,15 0,12 0,14 0,19
37 0,19 0,17 0,15 0,14 0,13 0,13 0,20
38 0,18 0,16 0,14 0,13 0,14 0,12 0,19
39 0,17 0,15 0,13 0,12 0,15 0,11 0,18
40 0,16 0,14 0,12 0,11 0,16 0,10 0,17
10
Таблиця В.4 - Коефіцієнти потужності цехів
Варіант Коефіцієнти потужності СОЗф окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
01 0,54 0,64 0,69 0,59 0,56 0,54 0,61
02 0,55 0,65 0,70 0,60 0,55 0,55 0,63
03 0,56 0,66 0,69 0,61 0,54 0,56 0,64
04 0,57 0,67 0,68 0,62 0,53 0,57 0,66
05 0,58 0,68 0,67 0,63 0,52 0,58 0,62
Об 0,59 0,69 0,66 0,64 0,51 0,59 0,66
07 0,60 0,70 0,65 0,65 0,50 0,60 0,65
08 0,61 0,69 0,64 0,66 0,51 0,61 0,64
09 0,62 0,68 0,63 0,67 0,52 0,62 0,63
10 0,63 0,67 0,62 0,68 0,53 0,63 0,63
11 0,64 0,66 0,61 0,69 0,54 0,64 0,64
12 0,65 0,65 0,60 0,70 0,55 0,65 0,65
13 0,66 0,64 0,61 0,69 0,56 0,66 0,64
14 0,67 0,63 0,62 0,68 0,57 0,67 0,66
15 0,68 0,62 0,63 0,67 0,58 0,68 0,65
16 0,69 0,61 0,64 0,66 0,59 0,69 0,64
17 0,70 0,60 0,65 0,65 0,60 0,70 0,65
18 0,69 0,61 0,66 0,64 0,61 0,69 0,63
19 0,68 0,62 0,67 0,63 0,62 0,68 0,64
20 0,67 0,63 0,68 0,62 0,63 0,67 0,65
21 0,66 0,64 0,69 0,61 0,64 0,66 0,66
22 0,65 0,65 0,70 0,60 0,65 0,65 0,66
23 0,64 0,66 0,69 0,61 0,64 0,64 0,65
24 0,63 0,67 0,68 0,62 0,63 0,63 0,64
25 0,62 0,68 0,67 0,63 0,62 0,62 0,67
26 0,60 0,65 0,70 0,75 0,56 0,54 0,61
27 0,61 0,64 0,69 0,74 0,55 0,55 0,63
28 0,62 0,63 0,68 0,73 0,54 0,56 0,64
29 0,63 0,62 0,67 0,72 0,53 0,57 0,66
30 0,64 0,61 0,66 0,71 0,52 0,58 0,62
31 0,65 0,60 0,65 0,70 0,51 0,59 0,66
32 0,66 0,61 0,64 0,69 0,50 0,60 0,65
33 0,67 0,62 0,63 0,68 0,51 0,61 0,64
34 0,68 0,63 0,62 0,67 0,52 0,62 0,63
11
Продовження таблиці В.4
Варіант Коефіцієнти потужності СОЗф окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
35 0,69 0,64 0,61 0,66 0,53 0,63 0,63
36 0,70 0,65 0,60 0,65 0,54 0,64 0,64
37 0,71 0,66 0,61 0,64 0,55 0,65 0,65
38 0,72 0,67 0,62 0,63 0,56 0,66 0,64
39 0,73 0,68 0,63 0,62 0,57 0,67 0,66
40 0,74 0,69 0,64 0,61 0,58 0,68 0,65
Таблиця В. 5 - Спосіб виконання загального освітлення цехів
Варіант Спосіб виконання загального освітлення окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
01 1 2 3 1 2 3 1
02 2 3 1 2 3 1 2
03 3 1 2 3 1 2 3
04 1 2 3 1 2 3 1
05 2 3 1 2 3 1 2
06 3 1 2 3 1 2 3
07 1 2 3 1 2 3 1
08 2 3 1 2 3 1 2
09 3 1 2 3 1 2 3
10 1 2 3 . 1 2 3 1
11 2 3 1 2 3 1 2
12 3 1 2 3 1 2 3
13 1 2 3 1 2 3 1
14 2 3 1 2 3 1 2
15 3 1 2 3 1 2 3
16 1 2 3 1 2 3 1
17 2 3 1 2 3 1 2
18 3 1 2 3 1 2 3
19 1 2 3 1 2 3 1
20 2 3 1 2 3 1 2
21 3 1 2 3 1 2 3
22 1 2 3 1 2 3 1
23 2 3 1 2 3 1 2
24 3 1 2 3 1 2 3
12
Продовження таблиці В. 5
Примітки:
1 - лампи розжарювання (созф = 1);
2 - люмінесцентні лампи (ЛЛ) низького тиску (созф ® 0,95);
З - дугові ртутні лампи (ДРЛ) високого тиску (созф = 0,5).
Таблиця В.6 - Дані електродвигунів компресорної станції
Варіант ^ном> кВ р ном» кВт ^ном» об/хв Тип Кількість ДГ, шт.
01 6 500 369 АНЗ-2-17-31-16УЗ 6
02 10 1000 375 СДНЗ-2-18-39-16 2
03 6 800 1000 СДН-2-16-31-6 4
04 10 1250 375 СДНЗ-2-18-49-16 4
05 6 630 369 АНЗ-2-17-39-16УЗ 6
06 10 1600 500 СДНЗ-2-18-49-12 4
07 6 1000 1000 СДН-2-16-36-6 6
08 10 2000 500 СДНЗ-2-18-61-12 4
09 6 800 493 АНЗ-2-16-57-12УЗ 6
10 10 630 3000 СТД-630-2 4
13
Продовження таблиці В. 6
Варіант ^ЛїОМ, кВ Р ном, кВт ^ном, об/хв Тип Кількість ЛГ, піт.
11 6 630 3000 СТД-630-2 4
12 10 800 3000 СТД-800-2 4
13 6 1000 990 АНЗ-2-15-57-6УЗ 4
14 10 2000 300 СДНЗ-2-19-54-20 4
15 6 500 500 СДН-2-15-36-12 6
16 10 1250 300 СДНЗ-2-19-34-20 4
17 6 1250 990 АНЗ-2-15-69-6УЗ 4
18 10 1600 250 СДНЗ-2-19-54-24 4
19 6 800 750 СДН-2-16-36-8 6
20 10 2000 250 СДНЗ-2-20-41-24 4
21 6 1250 3000 СТД-1250-2 4
22 10 2000 3000 СТД-2000-2 4
23 6 1250 600 СДН-2-17-44-10 4
24 10 1000 300 СДНЗ-2-18-49-20 4
25 6 1600 1000 СДН-2-16-59-6 4
26 6 500 493 АНЗ-2-16-39-12УЗ 6
27 10 1000 3000 СТД-1000-2 2
28 6 1000 3000 СТД-1000-2 4
29 10 1250 3000 СТД-1250-2 4
ЗО 6 800 592 АНЗ-2-15-69-10УЗ 6
31 10 1600 375 СДНЗ-2-18-61-16 4
32 6 800 600 СДН-2-16-44-10 6
33 10 2000 500 СДНЗ-2-18-61-12 4
34 6 1000 592 АЙЗ-2-16-57-10УЗ 6
35 10 1250 250 СДНЗ-2-19-44-24 4
36 6 1000 750 СДН-2-16-46-8 4
37 10 1600 300 СДНЗ-2-19-44-20 4
38 6 1250 592 АНЗ-2-16-69-10УЗ 4
39 10 1600 3000 СТД-1600-2 4
40 6 800 3000 СТД-800-2 6
14
Таблиця В. 7 - Тривалість перевантаження трансформатора головної
। понижувальної підстанції в післяаварійному режимі та
। відношення літнього розрахункового навантаження до
зимового
Варіант Тривалість перевантаження, год Відношення літнього розрахункового навантаження до зимового, в.о
01 1 0,90
02 2 0,85
03 4 0,80
04 6 0,75
05 8 0,70
Об 1 0,75
07 2 0,80
08 4 0,85
09 6 0,90
10 8 0,85
11 1 0,80
12 2 0,75
4 0,70
14 1 6 0,75
15 8 0,80
16 1 0,85
17 2 0,90
18 4 0,85
19 6 0,80
20 8 0,75
21 1 0,70
22 2 0,75
23 4 0,80
24 6 0,85
25 8 0,90
26 1 0,85
27 2 0,80
28 4 0,75
15
Продовження таблиці В. 7
Варіант Тривалість перевантаження, год Відношення літнього розрахункового навантаження до зимового, в.о
29’ 6 0,70
ЗО 8 0,75
31 1 0,80
32 2 0,85
33 4 0,90
34 6 0,85
35 8 0,80
36 1 0,75
37 2 0,70
38 4 0,75
39 6 0,80
40 8 0,85
Примітка. Температури охолодного повітря (зимова та літня)
приймаються для того регіону, де розташований завод.
Таблиця В.8 - Напруга джерела живлення, номінальна напруга елект-
ричної мережі внутрішньозаводського електропостачан-
ня, схема приєднання головної понижувальної під-
станції, величина початкового струму трифазного корот-
кого замикання від системи на стороні високої напруги
підстанції, напруга системи в максимальному режимі,
кількість годин використання максимуму навантажен-
ня за рік
Варіант ^Лкив» кВ ^ЛїОМ.М, кВ Схема приєднання ^к.с.макс » кА ^с.макс, кВ ^макс> год
01 110 6 Відгалужувальна 20,0 102 1500
02 110 10 Тупикова 19,5 103 2000
03 35 6 Відгалужувальна 19,0 30,0 2500
04 35 10 Тупикова 18,5 30,5 3500
05 110 6 Відгалужувальна 18,0 104 4000
Об 110 10 Тупикова 17,5 105 4500
07 35 6 Відгалужувальна 17,0 31,0 1500
08 35 10 Тупикова 16,5 31,5 2000
09 110 6 Відгалужувальна 16,0 106 2500
16
Продовження таблиці В.8
Варіант ^Лкив, кВ ^вом.м» кВ Схема приєднання Дсс.макс » кА ^с.макс, кВ Т’макс, год
10 110 10 Тупикова 15,5 107 3500
11 35 6 Відгалужувальна 15,0 32,0 4000
12 35 10 Тупикова 14,5 32,5 4500
13 110 6 Відгалужувальна 14,0 108 1500
14 110 10 Тупикова 13,5 109 2000
15 35 6 Відгалужувальна 13,0 33,0 2500
16 35 10 Тупикова 12,5 33,5 3500
17 110 6 Відгалужувальна 12,0 110 4000
18 110 10 Тупикова 11,5 111 4500
19 35 6 Відгалужувальна 11,0 34,0 1500
20 35 10 Тупикова 10,5 34,5 2000
21 110 6 Відгалужувальна 10,0 111 2500
22 110 10 Тупикова 10,5 110 3500
23 35 6 Відгалужувальна 11,0 34,5 4000
24 35 10 Тупикова 11,5 34,0 4500
25 110 6 Відгалужувальна 12,0 109 1500
26 110 6 , Тупикова 12,5 108 2000
35 10 Відгалужувальна 13,0 33,5 2500
28 35 \ 6 Тупикова 13,5 33,0 3500
29 110 10 Відгалужувальна 14,0 107 4000
ЗО 110 6 Тупикова 14,5 106 4500
31 35 10 Відгалужувальна 15,0 32,5 1500
32 35 6 Тупикова 15,5 32,0 2000
33 110 10 Відгалужувальна 16,0 105 2500
34 110 6 Тупикова 16,5 104 3500
35 35 10 Відгалужувальна 17,0 31,5 4000
36 35 6 Тупикова 17,5 31,0 4500
37 110 10 Відгалужувальна 18,0 103 1500
38 110 6 Тупикова 18,5 102 2000
39 35 10 Відгалужувальна 19,0 30,5 2500
40 35 6 Тупикова 19,5 30,0 3500
Зразок оформлення вихідних даних наведений в додатку Г.
17
В.З Зміст курсової роботи
Розрахунково-пояснювальна записка курсової роботи має
такий зміст.
ЗМІСТ
Вступ
1 Визначення розрахункових навантажень цехів і підпри-
ємства ...............................................
2 Визначення центра електричних навантажень підприємства і
місця розташування головної понижувальної підстанції..
З Вибір кількості і потужності трансформаторів головної по-
нижувальної підстанції................................
4 Вибір кількості і потужності трансформаторів цехових
трансформаторних підстанцій...........................
5 Вибір потужності компенсуючих пристроїв у системі елект-
ропостачання підприємства.............................
6 Розробка схеми електропостачання підприємства.......
7 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання на ши-
нах низької напруги головної понижувальної підстанції
8 Вибір перерізу кабелів електричної мережі напругою 6(10) кВ
і електричних апаратів ліній до цеху №................
Список літератури.....................................
Додаток А. Визначення центра електричних навантажень під-
приємства на персональному комп’ютері за допо-
могою програми ЦЕНТІ..................................
Додаток Б. Вибір і перевірка перерізу кабелів електричної
мережі напругою 6(10) кВ на персональному ком-
п’ютері за допомогою програми УІРЗКЬ..................
Це приклад змісту. Зміст курсової роботи можна розвину-
ти за рахунок додатків. Крім того, керівник може дати студенту
завдання додатково розробити окреме питання.
Графічна частина курсової роботи має такий зміст.
Аркуш № 1. Генплан підприємства з головною понижувальною
підстанцією, розподільним пунктом (якщо є), це-
ховими трансформаторними підстанціями, кабель-
ними лініями напругою 6(10) кВ і картограмою
електричних навантажень.
Аркуш № 2. Схема електропостачання підприємства.
18
Загальні вказівки щодо виконання завдань розділів і під-
розділів курсової роботи наводяться в 1-8 розділах навчального
посібника, а загальні вказівки щодо виконання графічної час-
тини - у 9 розділі.
В.4 Структура та оформлення курсової роботи
В.4.1 Структура розрахунково-пояснювальної записки
Розрахунково-пояснювальна записка курсової роботи по-
винна мати таку структуру:
1-ша сторінка - титульна (додаток Б);
2-га сторінка - бланк завдання на проектування (додаток В);
З і 4-та сторінки - вихідні дані (додаток Г);
5-та сторінка - зміст;
6-та сторінка - вступ;
7-ма сторінка і далі - основна частина записки;
ЬТ-на сторінка - список літератури;
М-на + сторінки - додатки.
В.4.2 Оформлення розрахунково-пояснювальної записки
Розрахунково-пояснювальна записка повинна бути вико-
нана на стандартних аркушах формату А4 (розмір 297 х 210 мм).
Обсяг розрахунково-пояснювальної записки становить 20-25
сторінок рукописного тексту. Дозволяється набирати текст на
комп’ютері шрифтом Тітез Ме5¥ Вошап (розмір шрифту - 14 пт,
заголовки - 16 пт). Усі сторінки розрахунково-пояснювальної
записки нумеруються, крім титульної сторінки та бланка за-
вдання/на проектування. На сторінці зі змістом повинен бути
заповнений великий штамп. Кожний розділ починається з нової
сторінки. Назву розділу слід писати великими літерами, підза-
головки - малими літерами, крім першої. Підзаголовки від за-
головка та основного тексту відокремлюються двома інтервала-
ми. Абзацниц відступ всюди однаковий і дорівнює п’яти зна-
кам. Потрібно додержуватись супідрядності між заголовками
та підзаголовками, нумеруючи їх таким чином, щоб заголовки
та підзаголовки одного рівня рубрикації мали однакові номери.
19
В.4.3 Оформлення графічної частини
Креслення виконуються на стандартних аркушах формату
А1 (розмір 841 х 594 мм). Обсяг графічної частини - два ар-
куші. При виконанні креслення обов’язкове застосування по-
значень елементів електричних схем та умовних позначень елект-
рообладнання (ЕО) на планах і схемах відповідно до ДСТ (дода-
ток X). Штамп на кресленнях повинен бути єдиної форми.
В.5 Порядок виконання
На першому тижні керівник курсової роботи видає студе-
нтам варіант завдання і повідомляє визначений час обов’язко-
вих консультацій (один-два рази на тиждень).
Виконання курсової роботи проводиться відповідно до гра-
фіка, приклад якого наведений в таблиці В.9. Контроль за ви-
конанням здійснюється керівником систематично. Студент зо-
бов’язаний інформувати керівника про хід виконання курсової
роботи.
Одним із найважливіших етапів проектування є оцінка про-
міжних результатів. Студенту, який не має практичних нави-
чок, іноді важко оцінити результати розрахунків. У цьому випа-
дку він повинен звернутися за порадою до керівника. З метою
запобігання помилок та скорочення часу розрахунків слід скла-
дати зведені таблиці з необхідними даними та результатами.
Таким чином, для успішного та якісного виконання кур-
сової роботи необхідна систематична робота та чітка дисципліна
праці.
По завершенні проектування розрахунково-пояснювальна
записка та аркуші підписуються студентом і здаються керівни-
ку, який здійснює перевірку курсової роботи. Усі зауваження,
як правило, зазначаються в записці або на окремому аркуші.
Після усунення зауважень керівник підписує розрахунково-по-
яснювальну записку та аркуші.
В.6 Захист
Для захисту курсової роботи призначається комісія з двох
викладачів. Захист відбувається за графіком, затвердженим ке-
рівниками курсової роботи. Студенту надається 3-5 хвилин для
доповіді, у якій необхідно викласти мету проекту, прийняті рі-
20
шення та їх обґрунтування, технічні особливості, основні ви-
сновки. До доповіді слід добре підготуватися, заздалегідь про-
думати її зміст. Немає необхідності вдаватися в подробиці, на-
приклад розповідати послідовність розрахунків та ін.
При захисті курсової роботи виявляється правильність при-
йнятих рішень. Члени комісії заслуховують доповідь і відповіді
студента на запитання, що ставляться в процесі захисту. За ре-
зультатами захисту студент отримує відповідну оцінку.
Після захисту розрахунково-пояснювальна записка та кре-
слення складаються в папку і здаються комісії.
Таблиця В. 9 - Приклад графіка виконання курсової роботи
№ ета- пу Етапи виконання курсової роботи Строк виконання, тижні При- мітки
1 Узгодження вихідних даних. Накреслення генплану підприємства (аркуш № 1). Вступ 1-2
2 Визначення розрахункових навантажень цехів і підприємства. Визначення центра електричних навантажень підприємства та місця розташування головної понижувальної підстанції 3-6
3 < Вибір кількості і потужностей трансформаторів головної понижувальної підстанції та цехових трансформаторних підстанцій. Нанесення на генплан головної понижувальної підстанції, розподільного пункту (у разі наявності), цехових трансформаторних підстанцій (аркуш № 1) 7-8
4 Вибір потужностей компенсуючих при- строїв у системі електропостачання підприємства 9-10
5 Розробка схеми електропостачання підприємства. Схема електропостачання підприємства (аркуш № 2). Розрахунок струмів короткого замикання 11-12
6 Вибір перерізу кабелів електричної мережі напругою 6(10) кВта електричних апара- тів ліній до цеху №_. Нанесення електрич- них мереж напругою 6(10) кВ (аркуш № 1) 13-14
7 Оформлення курсової роботи. Здача курсової роботи на перевірку 15-16
8 Захист курсової роботи 17-18
21
1 ВИЗНАЧЕННЯ РОЗРАХУНКОВИХ НАВАНТАЖЕНЬ
ЦЕХІВ ТА ПІДПРИЄМСТВА
Електричним навантаженням називають потужність, що
споживається ЕУ в певний момент часу. При змінному струмі
розрізняють активне, реактивне та повне навантаження. Поняття
навантаження поширюється також на електричний струм.
Розрахункове навантаження обумовлює допустиме нагрі-
вання електричних машин, апаратів і струмопровідних частин
у нормальному режимі роботи. За розрахункове навантажен-
ня приймають таке умовно незмінне за часом значення наванта-
ження, що викликає найбільш тяжке нагрівання провідника
струму за максимальною температурою (піком температури) чи
за тепловим зносом ізоляції, як і фактичне змінне за часом по-
вне навантаження 8Г = /(і), яке безперервно змінюється за ча-
сом залежно від режиму роботи ЕП у групі.
Нагрівання є результатом впливу навантаження за визна-
чений час. Вважається, що сталий тепловий стан тіла, яке на-
грівається (наприклад, провідника струму), настає через промі-
жок часу, що дорівнює трьом сталим часу нагрівання (ЗТо). Та-
ким чином, розрахункове навантаження можна розглядати як
максимальне із середніх значень навантаження на інтервалі часу
ЗТо. При цьому визначають активне (Рр), реактивне (фр) та по-
вне (8 ) розрахункові навантаження.
відомо, що проводи та кабелі поширених малих і середніх
значень поперечного перерізу звичайної конструкції в електрич-
них мережах до 1 кВ мають сталу часу нагрівання порядку
То = 10 хв. Тому за розрахунковий інтервал при визначенні
розрахункового навантаження приймають інтервал часу ЗО хв.
Для однаковості розрахункової методики півгодинний макси-
мум розглядається як розрахункове навантаження для вибору
всіх елементів електропостачання. Якщо стала часу провідника
значно перевищує 10 хв, то півгодинний максимум можна при-
вести до більшої тривалості.
Величину розрахункового навантаження використовують
для вибору потужності та перевірки навантажувальної спро-
можності силових трансформаторів, вибору потужності компен-
суючих та перетворювальних установок, перерізу струмопро-
відних частин ЕУ за нагріванням та економічною густиною
струму, для визначення втрат та відхилень напруги і витрат
22
потужності й електроенергії в електричних мережах, розраху-
нку захисту.
При визначенні розрахункових навантажень в СЕП про-
мислових підприємств є шість рівнів (рисунок 1.1), які розріз-
няються за місцем знаходження в схемі електропостачання:
І рівень - електричні мережі напругою до 1 кВ, які приєд-
нують окремі ЕП до силових розподільних шаф (СРШ) або до
шинопроводу розподільного алюмінієвого (ШРА);
II рівень - електричні мережі напругою до 1 кВ, які при-
єднують СРШ чи ШРА до збірних шин низької напруги (НН)
цехових ТП або до магістральних шинопроводів алюмінієвих
(ШМА);
III рівень - збірні шини НН цехових ТП та ШМА;
IV рівень - збірні шини напругою 6-10 кВ РП;
V рівень - збірні шини напругою 6-10 кВ ГПП, ПГВ або
ЦРП (якщо РП відсутні, то IV та V рівні збігаються);
VI рівень - межа розподілу балансової належності елект-
ричних мереж енергосистеми та споживача.
У курсовій роботі визначаються розрахункові навантаження
на III, V рівнях та на IV рівні, якщо це потрібно за умовами
додаткового завдання.
Обчислення розрахункових навантажень цехів та підпри-
ємства здійснюється методом коефіцієнта попиту [2-5]. Цей
метод дозволяє визначити розрахункове максимальне наванта-
ження вузла електропостачання (ділянка цеху, цех, підприєм-
ство) на стадії проектного завдання при невідомій потужності
окремих ЕП. Величину розрахункового активного навантажен-
ня Рр та розрахункового реактивного навантаження фр визна-
чають за допомогою коефіцієнта попиту Ки і коефіцієнта поту-
жності созфг для даної групи ЕП або галузі промисловості [6].
Коефіцієнтом попиту називають відношення розрахун-
кового активного навантаження групи ЕП Рр до їх установленої
потужності при тривалому режимі (за винятком потужності
резервних ЕП)
Кп= пРр > ) (1.1)
Руст.ї
дерусті - установлена активна потужність і-го ЕП, яка при
коефіцієнті тривалості вмикання ТВ = 100 % дорівнює його
номінальній потужності рномі;
п - кількість діючих ЕП.
23
Від енергосистеми
110-330 кВ
Рисунок 1.1 - Схема характерних місць визначення розрахункових
навантажень у системі електропостачання промислового
підприємства
24
Числові значення коефіцієнта попиту Ка встановлені
проектними та науково-дослідними установами на основі стати-
стичної обробки графіків добового навантаження конкретних
споживачів і наводяться у відповідній технічній літературі та
сприймаються як директивні [6].
1.1 Визначення розрахункового силового навантаження
цехів
Очевидно, що з формули (1.1) можна одержати розрахун-
кове силове активне навантаження для окремого цеху при на-
прузі 0,38/0,22 кВ
Рр.с.і=ЯпЛр (1.2)
де Ка1 - коефіцієнт попиту і-го цеху (числові значення Ка
окремих цехів для різних варіантів наведені в таблиці В.З);
Русті - установлена активна потужність і-го цеху (числові
значення Р окремих цехів для різних варіантів наведені в
таблиці В.2).
* Розрахункове силове реактивне навантаження і-го цеху ви-
значається за формулою
вР.с.і = ^Т^Р^квар, (1.3)
де і£(р. - відповідає значенню коефіцієнта потужності созф.
і-го цеху (числові значення созф. окремих цехів для різних варі-
антів наведені в таблиці В.4).!
Розрахункове силове повненавантаження 4-го цеху визна-
чається як
5р.с4=7Рр2е.і+вр2е.і,кВА. (1.4)
За формулами (1.2), (1.3) і (1.4) визначаються розрахунко-
ве силове активне, реактивне та повне навантаження кожного
цеху підприємства.
Так, для механічного цеху № 1 (дані взяті з варіанта 16)
Рр.сл = 0,15 • 6500 = 975 кВт;
«рх.і = 975 ’ 1,05 = Ю23,8 квар;
25
5Р.С1 = л/9752 +1023,82 = 1413,8 кВА.
Результати розрахунків для інших цехів наводяться в таб-
лиці 1.1 (дані варіанта 16).
Таблиця 1.1 - Визначення розрахункового силового навантаження цехів
№ цеху Назва цеху Р уст.с» кВт Кп, в.о СОЗ ф/ їе <Р Результати розрахунків
Р р.с> кВт Фр.с> квар £р.с> кВА
1 Механічний цех № 1 6500 0,15 0,69/1,05 975 1023,8 1413,8
7 Компресорна станція 1200 0,17 0,64/1,20 204 244,8 318,6
Усього 5915 7074,5 9231,7
1.2 Визначення розрахункового навантаження
загального електричного освітлення цехів
На промислових підприємствах близько 10 % споживаної
електроенергії витрачається на електричне освітлення. Освіт-
лювальні мережі живляться від цехових ТП з вторинною на-
пругою 0,38/0,22 кВ (чотирипровідні мережі з глухозаземле-
ною нейтраллю).
Методом коефіцієнта попиту також можна визначити
розрахункове навантаження загального електричного освітлен-
ня цеху [7]. Для цього необхідно спочатку визначити установ-
лене (номінальне) активне навантаження приладів освітлення
і-го цеху Руст оі, якщо воно не визначене до цього світлотехніч-
ним розрахунком, який у курсовій роботі не проводиться. На
етапі визначення загального навантаження цеху його розрахо-
вують за формулою
^УсІ.о.і=*Рп.о.Л10'3.кВт, (1.5)
де к - коефіцієнт, що враховує потужність пускових при-
ладів залежно від джерела світла (для ламп розжарювання при-
ймається к = 1,0; для ламп типу ДРЛ к = 1,1; для ЛЛ низького
тиску стартерних к = 1,2, безстартерних - к = 1,35);
26
рп о. - питоме навантаження загального освітлення і-го цеху,
Вт/м2 (орієнтовні значення наведені в додатку Д);
Р. - площа і-го цеху, що підлягає освітленню, м2 (розміри
цеху беруться з генплану підприємства).
Розрахункове активне навантаження загального освіт-
лення і-го цеху визначається так:
Рр.о.і = Кп.о-Руст.о.і’ кВт, (1.6)
де Ки о - коефіцієнт попиту загального освітлення.
Для невеликих виробничих будівель (цехів) приймається
коефіцієнт попиту загального освітлення К = 1; для виробни-
чих будівель, що складаються з окремих великих прольотів, -
Кпо = 0,95; для виробничих будівель, що складаються з бага-
тьох окремих приміщень, - Кпо = 0,85 [7]. У курсовій роботі
рекомендується прийняти Кп о = 0,95 незалежно від виду джере-
ла світла.
Розрахункове реактивне навантаження загального осві-
тлення і-го цеху визначається як
( Зр.о.і = Рр.<иШ>о.Р квар, (1.7)
де Ї£ФОІ. “ відповідає значенню коефіцієнта потужності созфо .
і-го цеху залежно від типу джерела світла, що задається в таб-
лиці В.5 (величина коефіцієнта потужності созсро для різних типів
ламп наведена в примітках до таблиці В.5).
Розрахункове повне навантаження загального освітлен-
ня і-го цеху визначається за формулою
Яр.<м = #^.4+С.п кВА- (^8)
За формулою (1.5) розраховується установлене (номіналь-
не) активне навантаження загального освітлення, за формула-
миД1.6)-(1.8) - розрахункові активне, реактивне та повне нава-
нтаження загального освітлення кожного цеху підприємства.
Так, для механічного цеху № 1 (дані варіанта 16)
-Рует.о.1 =1 16- 2880 • 10 3 = 46,1 кВт;
Рр о ї = °>95 • 46,1 = 43,8 кВт;
27
Ср.о.і = 43,8 -0 = 0 квар;
8ро1 = 743.82 + 02 = 43,8 кВА.
Результати розрахунків для інших цехів наводяться в таб-
лиці 1.2.
Таблиця 1.2 - Визначення розрахункового навантаження загального
електричного освітлення цехів
№ цеху Площа 5еху2 Р, м2 Тип ламп Рп.о, Вт/м2 Результати розрахунків
Р уст.о, кВт Р * р.о, кВт Фр.о» квар ^р.°, кВА
1 2880 Розжарювання 16 46,1 43,8 0 43,8
2 4608 Люмінесцентні 11 60,8 57,8 19 60,8
7 648 Розжарювання 18 11,7 11,1 0 11,1
Усього 380,2 332,9 193 428
1.3 Визначення розрахункового навантаження
компресорної станин
Компресором називається машина, що призначена для
стиснення та переміщення (подачі) повітря повітропроводами.
Стиснуте повітря широко застосовується як на будівництві, так
і в експлуатації промислових підприємств.
Компресорні машини за принципом роботи поділяються
на поршневі, ротаційні та відцентрові (турбокомпресори). Для
компресорів використовуються синхронні двигуни (СД) або асин-
хронні двигуни (АД).
Для електропривода поршневих компресорів застосовують
тихохідні ЕД. У разі використання СД слід враховувати, що
при роботі поршневого компресора виникають коливання рото-
ра СД, це приводить до збільшення споживаної потужності. Крім
того, необхідно підтримувати в електричній мережі мінімальну
напругу для усунення можливості випадання ЕД з синхроніз-
му. Для пуску СД застосовується пускова обмотка. Вона забез-
печує розворот СД до підсинхронної швидкості в асинхронному
режимі. Опір пускової обмотки має бути достатньої величини
28
для забезпечення необхідного пускового моменту при знижено-
му пусковому струмі.
Ротаційні компресори порівняно з поршневими мають сут-
тєві недоліки: складність виготовлення, більш низький коефі-
цієнт корисної дії (ККД) та ін., тому вони використовуються в
промисловості рідко.
Турбокомпресори застосовуються в установках великої про-
дуктивності. Вони порівняно з поршневими компресорами ма-
ють такі переваги: меншу вагу і розміри; відсутність кривошип-
но-шатунного механізму, що забезпечує рівномірну подачу по-
вітря без його забруднення мастильними маслами; можливість
безпосереднього з’єднання з ЕД. Для електропривода турбоком-
пресорів використовуються швидкохідні ЕД.
Залежно від варіанта курсової роботи в таблиці В.6 зада-
ються дані високовольтних ЕД компресорної станції та їх кіль-
кість.
Якщо у вихідних даних задана кількість ЕД 4, 6 та біль-
ше, то кількість робочих ЕД обчислюють за формулою
N^=N-2, (1.9)
де N - задана кількість ЕД, шт. (таблиця В.6);
<2 - кількість резервних ЕД.
При заданих двох ЕД резервних ЕД немає, тому прийма-
ється N = 2.
р
Таким чином, для компресорної станції слід визначити за-
гальне розрахункове навантаження з СД (або АД), силовим на-
вантаженням та навантаженням загального електричного освіт-
лення.
Розрахункова активна потужність СД напругою 6(10)
кВ визначається за формулою
Л>.СД = ^рРсД^ном.СД ’ (1’10)
де N - кількість робочих СД, що працюють одночасно, шт.;
Рсд - коефіцієнт завантаження СД активною потужніс-
тю, в.о;
Р _ - номінальна активна потужність СД, кВт.
Розрахункова активна потужність АД напругою 6(10) кВ
визначається за цією самою формулою (1.10) з підстановкою
даних АД.
29
Коефіцієнт завантаження СД та АД активною потужністю
приймається РСД(АД) = 0,8.
Мінімальна реактивна потужність, що генерується СД,
визначається як
^мін.СД ~ ^рРсД^ном.СД “ ^рР СД-^ном.СД ^Фном.СД ’ (1.11)
де фном сд - номінальна реактивна потужність СД, яка при-
ймається залежно від серії, номінальної активної потужності та
частоти обертання з паспортних даних та довідкових таблиць,
квар;
І£Фном Сд “ відповідає значенню номінального коефіцієнта
потужності СД собфном сд, який є випереджальним і приймаєть-
ся для всіх типів СД созфномСД = 0,9 (дивися примітку до додат-
ка Н).
При такому значенні мінімальної реактивної потужності
ЕД зберігає властивості СД і стабільно працює. У даному випад-
ку ця потужність і є розрахунковою реактивною потужністю
СД, яку можна визначити так:
Фр.сд = -Рр.СД^Фном.СД • (1.12)
Увага! Оскільки СД генерує реактивну потужність, то вона
береться зі знаком “мінус”.
Розрахункову реактивну потужність АД можна також
визначити за формулою (1.12), але созфномАД приймається для
кожного конкретного двигуна з додатка М. Ця потужність бе-
реться зі знаком “плюс”, бо АД є споживачем реактивної поту-
жності.
Загальне розрахункове активне навантаження компресор-
ної станції з СД (або АД) визначається з урахуванням розраху-
нкового силового навантаження Рр с та розрахункового наванта-
ження загального електричного освітлення Рр о
^р.к.с = ^Р.с + ^р.о + ^р.СД(АД) • (1-13)
Загальне розрахункове реактивне навантаження компре-
сорної станції з СД
фр.к.с = Фр.с + «Р.о “ Фр.СД ’ (1-14)
Величина цього навантаження може бути як зі знаком
“плюс”, так і зі знаком “мінус”.
ЗО
Загальне розрахункове реактивне навантаження компре-
сорної станції з АД визначається так:
□ = о +□ + □ .
"р.к.с ”р.с ^р.о ^р.АД
(1.15)
Загальне розрахункове повне навантаження компресорної
станції з СД або АД
Я = Р2 ч-О2
^р.к.с у^р.к.с ' *«р.к.с •
(1.16)
1.4 Визначення розрахункового навантаження
підприємства
Розрахункове навантаження підприємства необхідне: для
вибору номінальної потужності трансформаторів ГПП; визна-
чення економічного значення реактивної потужності, яка спо-
живається від енергосистеми; розрахунку потужності пристроїв
компенсації реактивної потужності споживача.
Для визначення розрахункового навантаження підприєм-
ства необхідно обчислити загальне розрахункове навантаження
цехі<. При розрахунку загального розрахункового навантажен-
ня цеху з урахуванням розрахункового навантаження загально-
го електричного освітлення приймається коефіцієнт одночас-
ності збігання максимумів навантаження Ко = 1,0. Необхідні
розрахункові дані (розрахункове силове навантаження цеху і
розрахункове навантаження загального електричного освітлен-
ня цеху) беруться відповідно з таблиць 1.1 і 1.2.
Загальне розрахункове активне навантаження і-го цеху ви-
значається за формулою
Рр.ил = Рре, + Л>.о.Г (1.17)
Загальне розрахункове реактивне навантаження і-го цеху
«рц.^«реі+^ро.,. (1.18)
Таким чином, загальне розрахункове повне навантаження
і-го цеху
5р,ц4=#р%+«р.ц..-. (1-19)
31
Так, для механічного цеху № 1
Л.ц.1 = 975 + 43’8 =1918»8 кВт;
<?р.цЛ = 1023,8 + 0 = 1023,8 квар;
8рц1 = 71018.82 +1023.82 = 1444,3 кВА.
Результати розрахунків для інших цехів наводяться в таб-
лиці 1.3 (дані для варіанта 16).
Загальне розрахункове активне та реактивне навантажен-
ня кількох груп або цехів усього підприємства визначають з
урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ко цих груп або цехів
Рр = ^оХ-Рр.ц.і-кВт, (1.20)
»=1
Фр = ЯоІ^Фр.ц.^квар, (1-21)
І=1
де ти - кількість розрахункових груп (цехів підприємст-
ва), шт.
Коефіцієнт одночасності збігання максимумів наванта-
ження приймають в інтервалі Ко = 0,85-0,95 (задається керів-
ником).
Розрахункову повну потужність можна визначити так:
5р =7рР2+ЄР2,кВА. (1.22)
Таблиця 1.3 - Визначення розрахункового навантаження підприємства
№ цеху Назва цеху р Р-Ц’ кВт Фр.ц» квар. кБХ
1 Механічний цех № 1 1018,8 1023,8 1444,3
7 Компресорна станція навантаження двигуни усього 215,1 2000 2215,1 244,8 -968 -723,2 325,9 2330,6
Усього 8217,9 6299 10354,3
Усього з урахуванням Ко = 0,85 6985,2 5354,2 8801,2
32
Контрольні запитання
1 Що таке розрахункове навантаження?
2 Які існують рівні в системі електропостачання промислового під-
приємства для визначення розрахункового навантаження?
З Наведіть визначення коефіцієнта попиту.
4 Як визначають розрахункові навантаження (активне, реактив-
не та повне) методом коефіцієнта попиту для силового ЕО та
загального освітлення?
5 Як визначають розрахункові навантаження (активне, реактив-
не та повне) для АД та СД?
6 Як розраховують коефіцієнт одночасності збігання максимумів
навантаження окремих груп ЕП?
С
33
2 ВИЗНАЧЕННЯ ЦЕНТРА ЕЛЕКТРИЧНИХ
НАВАНТАЖЕНЬ ТА МІСЦЯ РОЗТАШУВАННЯ
ГОЛОВНОЇ ПОНИЖУВАЛЬНОЇ ПІДСТАНЦІЇ
Розташування ДЖ проектованої СЕП повинно сприяти
досягненню мінімуму витрат на всю СЕП. Для цього необхідно
звести до мінімуму довжину мереж, унаслідок чого вартість
втрат енергії та напруги в живильних і розподільних мережах
СЕП промислового підприємства також буде мінімальною. З
цією метою визначається умовна точка на плані підприємства,
що відповідає центру ваги площини підприємства, на якій еле-
ктричні навантаження умовно замінені на еквівалентні ваги
[2-5]. Ця умовна точка називається центром електричних
навантажень (ЦЕН).
Для наочності визначення ЦЕН на генеральний план під-
приємства наноситься картограма навантажень (рисунок 2.1).
При цьому для кожного цеху креслиться коло, центр якого збі-
гається з ЦЕН цеху. У курсовій роботі ЦЕН цеху можна визна-
чити приблизно, вважаючи що його навантаження розподілені
рівномірно на всій території. У цьому випадку ЦЕН цеху збіга-
ється з його геометричним центром.
Доцільно картограми будувати окремо для активного та
реактивного навантажень, бо живлення споживачів активної і
реактивної потужностей може здійснюватися від різних ДЖ,
але в курсовій роботі достатньо картограму визначати за розра-
хунковим повним навантаженням цехів (необхідні дані беруть-
ся з таблиці 1.3).
Площа кола в прийнятому масштабі т дорівнює повному
розрахунковому навантаженню цеху
5Р.Ц.( = лгц2,.'п, кВА, (2.1)
де 5 - розрахункове повне навантаження і-го цеху, кВА;
гц. - радіус кола і-го цеху, см або мм;
т - масштаб, кВА/см2 або кВА/мм2.
З цього виразу визначається радіус кола
гц.і = і/ Р'цл , см (мм). (2.2)
І 7Т772-
34
Рисунок 2.1 - Генплан промислового підприємства з нанесенням
картограми навантажень і визначенням центра електричних
навантажень
Так, для механічного цеху № 1 (варіант 16) радіус кола
при прийнятому масштабі т = 50 кВА/см2 дорівнює
І 1444,3
V 3,14 -50
= 3,0 см.
/
Для компресорної станції радіус кола при прийнятому ма-
сштабі становить
2330,6 о
г 7 = ---------= 3,9 см.
ц 7 У 3,14 • 50
Аналогічні розрахунки для інших цехів підприємства на-
ведені в таблиці 2.1.
35
Таблиця 2.1 - Координати та радіуси кіл картограм окремих цехів
№ цеху Назва цеху Координати Гц4-, см
Ха/, см УЦ4, см
1 Механічний цех № 1 19 34,3 3,0
7 Компресорна станція 3,6 27,9 3,9
Координати ЦЕН визначаються в умовній системі коорди-
нат, яка наноситься на план підприємства довільним чином з
умовними одиницями виміру. Здебільшого умовну систему ко-
ординат суміщають з нижнім лівим кутом площі підприємства.
Координати ЦЕН підприємства можна обчислити за фор-
мулами
рр.Л
’од, (2.3)
І=1
Уц=Л^ ’од, (2.4)
І=1
де Хц., Уц. - координати ЦЕН і-го цеху;
п - кількість цехів підприємства.
У курсовій роботі на персональному комп’ютері (ПК) за
допомогою програми ЦЕНП.хІз (додаток Ф) слід також обчис-
лити координати ЦЕН.
Для наочності представлення.структури навантажень кола
поділяють на сектори, кожний з яких відповідає навантаженню
НН, навантаженню високої напруги (ВН) та освітлювальному
навантаженню.
ГПП та ПГВ слід розміщувати якнайближче до ЦЕН у ме-
жах розмірів, що допускаються ПУЗ [1], настільки, наскільки
це можливо за умовами планування підприємств (можливості
проходження повітряних ліній напругою 35-330 кВ, стану на-
вколишнього середовища та з інших міркувань). У разі двох та
36
більше ГПП чи ПГВ і наявності заводських електростанцій їх
треба розміщувати на встановленій нормами відстані, напри-
клад, із протилежних боків майданчика підприємства, але, за
можливості, ближче до основних споживачів.
У разі необхідності зміщення ГПП (ПГВ) від ЦЕН (за при-
чинами технологічними, архітектурними, попадання на терито-
рію цеху чи будівель) це треба робити вбік живильних мереж
зовнішнього ДЖ підприємства (інакше збільшуються зустрічні
потоки потужностей і, як наслідок, зростають втрати енергії).
Звичайно їх розміщують біля огорожі підприємства на його те-
риторії.
ЦРП, РП та інші вузли СЕП без перетворення параметрів
електроенергії слід, як правило, розміщувати на початковій межі
ділянки мережі, від якої вони живляться, так, щоб не було зво-
ротних потоків енергії до приєднаних підстанцій та споживачів
(рисунок 2.2).
Цехові трансформаторні та перетворювальні ПС усіх поту-
жностей і напруг необхідно розміщувати ближче до ЦЕН відпо-
відного цеху. У цьому випадку довжина електричних мереж до
1 кВ зменшується, що призводить до зниження капітальних ви-
трат у цих мережах і втрат енергії та напруги в них, але зростає
довжина мереж високої напруги, які живлять цехові ТП.
Рисунок 2.2 - Розміщення РП: а - правильне; б - неправильне
37
Залежно від розташування цехові ТП поділяються на вну-
трішньоцехові, вбудовані, прибудовані, зовнішні (окремо роз-
міщені), дахові, підземні. У внутрішньоцехових ТП усе облад-
нання знаходиться в приміщенні цеху і доступ до нього здійс-
нюється з приміщення цеху. Вбудовані ТП в будівлю цеху ма-
ють доступ до трансформаторів та вимикачів зовні. Прибудо-
вані ТП до будівлі цеху бувають закриті чи з відкритою устано-
вкою трансформаторів біля зовнішньої стіни цеху. Зовнішні
окремо розміщені ТП споруджуються на території підприємст-
ва на деякій відстані від цехових будівель. Дахові ТП спору-
джуються на даху будівлі цеху, а підземні ТП розміщуються
нижче рівня підлоги цеху в спеціальних заглибленнях.
На практиці перевагу надають застосуванню комплектних
трансформаторних підстанцій (КТП) внутрішньої та зовнішньої
(КТПЗ) установок. їх схеми відрізняються від схем звичайних
збірних цехових ТП деякими конструктивними елементами (на-
приклад, у КТП з’єднання замінене на втичні контакти). КТП
складаються з трьох основних частин: ввідного пристрою (шафи
вводу 6 або 10 кВ), силового трансформатора і розподільного
пристрою НН (шафи до 1 кВ).
При внутрішньоцеховому розташуванні КТП відсутні
значні капітальні витрати на будівельну частину підстанцій, ско-
рочується строк будівництва та зростає культура їх монтажу і
обслуговування, тому в курсовій роботі рекомендується засто-
сування КТП з таким розташуванням та максимальним набли-
женням до ЦЕН цеху.
Контрольні запитання
1 Для чого визначають ЦЕН?
2 Як визначають картограму навантажень?
З Як визначають ЦЕН?
4 Які існують вимоги до вибору місця розташування ГПП та ПГВ
на території споживача?
5 Назвіть вимоги до вибору місця розташування РП.
6 Як розрізняють цехові ТП за місцем розташування?
38
З ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ГОЛОВНОЇ
ПОНИЖУВАЛЬНОЇ ПІДСТАНЦІЇ
Головна понижувальна підстанція - це трансформаторна
підстанція з первинною напругою 35-220 кВ, яка живиться від
енергосистеми та розподіляє електроенергію при напрузі 6-10 кВ.
Кількість та потужність силових трансформаторів ГПП про-
мислових підприємств вибирають на основі техніко-економіч-
ного порівняння (ТЕП) варіантів з урахуванням їхньої здатності
до перевантажень.
Однотрансформаторні ГПП допустимі лише за наявності
централізованого резерву трансформаторів, при поетапному бу-
дуванні і застосовуються дуже рідко (для ЕП 3-ї категорії надій-
ності).
Найбільш часто ГПП промислових підприємств викону-
ють двотрансформаторними (для ЕП 1-ї та 2-ї категорій на-
дійності, а також за наявності нерівномірного графіка наван-
таження).
Установлення більше двох трансформаторів на ГПП мож-
ливе лише в деяких випадках: коли потрібно виділити різкоз-
мінні навантаження на окремий трансформатор; при реконст-
рукції підстанції; якщо установлення третього трансформатора
економічно більш доцільне.
Вибрати номінальну потужність трансформаторів ГПП за-
лежно від вихідних даних можна за графіком навантаження (у
курсовій роботі він не задається) чи за розрахунковим повним
навантаженням у нормальному режимі роботи з урахуванням
режиму електропередавальної організації за реактивною поту-
жністю 8рн [6], яке визначається як
5р.н = Х25+^е25. (3.1)
де Рр5 - розрахункова активна потужність підприємства
на V рівні електропостачання (дані з таблиці 1.3);
фе 5 - економічна реактивна потужність на V рівні електро-
постачання, що споживається підприємством з мережі енергосис-
теми.
39
При проектуванні величину економічної реактивної поту-
жності доцільно визначати за формулою
0е5 =0,25Рр5. (3.2)
Це обумовлено тим, що згідно з “Методикою розрахунків
плати за перетікання реактивної електроенергії між електро-
передавальною організацією та її споживачами” [8], щоб скла-
дова П2 (надбавка за недостатнє оснащення електричної ме-
режі споживача засобами компенсації реактивної потужності
плати П за споживання і генерацію реактивної електроенергії)
дорівнювала нулю (П2 = 0), нормативний коефіцієнт пови-
нен бути К = 1 (це можливо при І£фг < 0,25, що відповідає
СО8фг > 0,9^)-
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з Двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або знач-
ної частини споживачів ПС передбачається живлення від транс-
форматора, який залишився в роботі, у межах допустимого пе-
ревантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатори, то но-
мінальна потужність £ном т кожного з них має відповідати двом
умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не пови-
нна бути менше половини розрахункового повного навантажен-
ня ПС 8рн, обчисленого за формулою (3.1), тому що в разі ава-
рійного вимикання одного з трансформаторів релейним захис-
том (РЗ) і автоматичного вмикання секційного вимикача при-
строєм автоматичного вмикання резерву (АВР) у розподільному
пристрої НН інший трансформатор бере на себе все навантажен-
ня підстанції. Тоді цю умову можна записати так:
5Р н
8Ном.т * -(3.3)
Вибирається найближча більша номінальна потужність
трансформатора ГПП (додаток Е). Первинна та вторинна напру-
ги трансформатора беруться з таблиці В.8.
При виконанні цієї умови аварійне перевантаження не пе-
ревищить допустимого двократного перевантаження для
трансформаторів з системами охолодження М і Д протягом
0,5-1 год залежно від температури повітря відповідно до
ГОСТ 14209-85 (Трансформаторні силовьіе масляньїе общего на-
значений. Допустимьіе нагрузки). За цей час можуть бути вжиті
40
заходи для обмеження перевантаження трансформатора до до-
пустимої величини в післяаварійному режимі протягом кіль-
кох діб, які необхідні для відновлення нормального режиму
роботи ПС.
По-друге, повинна також виконуватись умова
а
(3.4)
^2ав
де £р н а ~ розрахункове повне навантаження в післяаварій-
ному режимі, яке визначається з урахуванням сезонної зміни
навантаження та можливого обмеження навантаження в тако-
му режимі;
7Г2ав ~ коефіцієнт, який визначає величину допустимого
аварійного перевантаження залежно від тривалості переванта-
ження, температури охолодного повітря та величини попере-
днього навантаження.
Величину коефіцієнта К2ав знаходять у таблицях ГОСТ 14209-85
та в довідковій літературі [6]. Дискретність цих таблиць і необ-
хідність еквівалентування графіків навантаження дають набли-
жену оцінку допустимого аварійного перевантаження. Для точ-
ної Оцінки допустимості такого режиму або при аналізі умов
роботи трансформатора в цьому режимі потрібно проводити роз-
рахунки теплового режиму та навантажувальної здатності за
допомогою електронної обчислювальної машини (ЕОМ).
Увага! У курсовій роботі передбачається вибір номіналь-
ної потужності трансформаторів ГПП із наближеною оцінкою
їх навантажувальної здатності в аварійному режимі. При цьо-
му величина К2ав визначається з узагальнюючої таблиці 3.1 без
точного врахування величини попереднього навантаження. Ця
таблиця призначена для трансформаторів з напругою до 110 кВ
включно при допустимій максимальній температурі нагріван-
ня обмотки не більше 160 °С і температурі масла у верхньому
шарі не більше 115 °С (для трансформаторів класів напруги
150 кВ і вище найбільша температура нагрівання обмотки в
аварійному режимі не більше 140 °С, тому для них можна ко-
ристуватися цією таблицею, збільшуючи температуру охолод-
ного повітря на 4-20 °С).
У курсовій роботі виконання другої вимоги за форму-
лою (3.4) необхідно перевірити для зимової та літньої
41
температур охолодного повітря при відповідних навантажен-
нях за формулами
^р.н
а >
^НОМ.Т —
^2ав.з
О
*^ном.т
К8Р,Я
^2ав.л
(3.5)
(3.6)
де #2авз - коефіцієнт допустимого аварійного переванта-
ження в зимовий період;
#2авл “ коефіцієнт допустимого аварійного перевантажен-
ня в літній період;
К - коефіцієнт відношення літнього розрахункового нава-
нтаження до зимового (задається для кожного варіанта в таб-
лиці В. 7).
Таблиця 3.1 ~ Значення коефіцієнта допустимого аварійного переван-
таження трансформаторів К, з системами охолоджен-
ня М і Д **
Тривалість перевантаження, год Коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження к2ав залежно від температури охолодного повітря, °С
-10 0 10 20 ЗО 40
0,5 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,7
1,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,9 1,4
2,0 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,3
4,0 1,7 1,7 1,6 1,4 1,3 1,2
6,0 1,6 1,5 1,5 1,4 1,3 1,1
8,0 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1
від 12 до 24 1,5 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1
Через досить великий крок шкали номінальних потужно-
стей трансформаторів часто перша умова за формулою (3.3) не-
здійсненна при перевірці другої умови за формулами (3.5) і (3.6),
але безумовно здійсненна для трансформаторів сусідньої за шка-
лою більшої потужності. Тому рекомендується спочатку вибра-
ти трансформатори мінімальної номінальної потужності за фор-
мулою (3.3) і перевірити їх за формулами (3.5) і (3.6). Якщо
друга умова не виконується, то потрібно врахувати вимикання
42
ЕП 3-ї категорії надійності (розрахункова повна потужність ЕП
3-ї категорії надійності обчислюється за даними таблиць В.1 і
1.3). Якщо навіть при вимиканні ЕП 3-ї категорії друга умова
не виконується, то потрібно вибрати трансформатори найближ-
чої за шкалою більшої потужності і перевірити їх за формулами
(3.5) і (3.6) без обмеження навантаження ПС.
Після остаточного вибору номінальної потужності транс-
форматорів ГПП потрібно навести їх технічні дані з додат-
ка Е.
Приклад 3.1. Для електропостачання машинобудівного
заводу планується спорудити ГПП, від якої живляться ЕП 1, 2
та 3-ї категорій надійності. Розрахункова активна потужність
підприємства на 5-му рівні електропостачання Рр5 = 7540 кВт.
Напруга ДЖ 110 кВ, а номінальна напруга електричної ме-
режі внутрішньозаводського електропостачання - 6 кВ. Три-
валість перевантаження трансформатора ГПП у післяаварій-
ному режимі становить 1 год, а відношення літнього розраху-
нкового навантаження до зимового К = 0,9. Температуру охо-
лодного повітря для м. Одеси прийняти: зимову - 0 °С, літню -
4-20 °С. Вибрати кількість та потужність силових трансформа-
торів ГПП.
с Розв'язання. Враховуючи що на підприємстві є ЕП 1 та 2-ї
категорій надійності електропостачання, то за умовами надій-
ного електропостачання вибирається двотрансформаторна ГПП.
Економічна величина реактивної потужності за формулою
(3.2) становить
^е 5 = 0,25 • 7540 = 1885 квар.
Розрахункове повне навантаження в нормальному режимі
роботи з урахуванням режиму електропередавальної організації
за реактивною потужністю 5рн визначається за формулою (3.1)
8р н = л/75402 + 18852 = 7772 кВА.
За першою умовою (формула 3.3) мінімальна номінальна
потужність трансформаторів ГПП дорівнює
7772
8НОМ.Т >^—= 3886кВА.
&
43
Таким чином, для ГПП попередньо вибираються трансфо-
рматори типу ТМН-4000/110.
За другою умовою (формули 3.5, 3.6) і даними коефіцієн-
тів допустимого аварійного перевантаження трансформаторів з
таблиці 3.1
5ном.т -X- = 3886 кВА,
&
5НОМ Т> 0,9 І772 =3497,4 кВА.
&
Отже, вибрані трансформатори за умовами перевантажень
відповідають вимогам.
Остаточно вибираються два трансформатори типу
ТМН-4000/110, технічні дані яких наведені в таблиці 3.2 (до-
даток Е).
Таблиця 3.2 - Технічні дані трансформаторів головної понижувальної
підстанції
Тип Номінальна потужність, кВА Поєднання напруг, кВ Втрати Напру- га КЗ, % Струм XX, %
ВН НН XX КЗ
ТМН-4000/110 4000 115 6,6 7,7 28,2 10,5 1,2
Приклад 3.2. Ті самі вихідні дані, що в прикладі 3.1, але
тривалість перевантаження трансформатора ГПП у післяаварій-
ному режимі - 8 год. Розрахункове повне навантаження ЕП 3-ї
категорії становить ЗО % усього розрахункового повного наван-
таження.
Розв’язання. За першою умовою попередньо вибираються
трансформатори типу ТМН-4000/110 (дивися приклад 3.1).
За другою умовою і даними таблиці 3.1
7772
5НОМТ >1і1± = 5181 кВА,
НОМ.Т г 7
1,5
«ном т * 0,9 7772 = 5380,6 кВА.
но«.т 1д
44
Таким чином, попередньо вибрані за першою умовою транс-
форматори типу ТМН-4000/110 не підходять за умовами пере-
вантажень, тому слід урахувати вимикання ЕП 3-ї категорії
надійності.
За формулами (3.5) і (3.6)
с
*^ном.т
7772-0,3-7772
1.5
= 3627 кВА,
а
‘"’ноМ.Т
0,9-7772-0,3-7772 ОСОГ71
= 3587,1 кВА.
1,3
Остаточно вибираються трансформатори типу ТМН-4000/110.
Контрольні запитання
1 Від яких факторів залежить кількість трансформаторів ПС?
2 Як визначають номінальну потужність трансформаторів ГПП
(ПГВ)?
З Як визначають економічну величину реактивної потужності при
проектуванні, якщо вона не задається енергосистемою?
4 Що таке аварійне перевантаження трансформаторів?
5 Що таке систематичне перевантаження трансформаторів?
6 Як здійснюється перевірка номінальної потужності трансфор-
маторів ПС у післяаварійному режимі?
45
4 ВИБІР КІЛЬКОСТІ ТА ПОТУЖНОСТІ
ТРАНСФОРМАТОРІВ ЦЕХОВИХ
ТРАНСФОРМАТОРНИХ ПІДСТАНЦІЙ
Цехова трансформаторна підстанція - це підстанція з
первинною напругою 6-10 кВ, яка перетворює електроенергію
на напругу до 1 кВ (наприклад 0,66 кВ чи 0,38/0,22 кВ) і безпо-
середньо живить споживачів одного чи кількох цехів або части-
ну великого цеху.
При виборі кількості та потужності трансформаторів це-
хових ПС враховують такі фактори: категорію надійності елек-
тропостачання ЕП, розрахункове навантаження на III рівні еле-
ктропостачання, компенсацію реактивних навантажень при на-
прузі до 1 кВ, навантажувальну спроможність трансформаторів
в нормальному та післяаварійному режимах, шкалу стандарт-
них номінальних потужностей трансформаторів.
Кількість цехових ТП впливає на витрати на розподільні
пристрої напругою 6-10 кВ, на внутрішньозаводські та цехові
електричні мережі. При зменшенні кількості ТП, що відповідає
збільшенню одиничної номінальної потужності їх трансформато-
рів, зменшується кількість комірок розподільного пристрою, су-
марна довжина ліній і втрати електроенергії та напруги в елект-
ричних мережах 6-10 кВ, але зростає довжина електричних ме-
реж до 1 кВ, що призводить до збільшення вартості цих мереж і
втрат електроенергії та напруги в них. При збільшенні кількості
ТП, навпаки, зменшуються витрати на цехові мережі, але збіль-
шується кількість комірок розподільного пристрою 6-10 кВ і
витрати на мережі, напругою 6-10 кВ. Тому оптимальний варіант
визначається шляхом техніко-економічних розрахунків (ТЕР) при
забезпеченні заданої надійності електропостачання.
Однотрансформаторні цехові ПС застосовують при наяв-
ності ЕП 3-ї категорії надійності, що допускають перерву елек-
тропостачання на час доставки трансформаторів зі складського
резерву. У випадку, коли превалюють ЕП 3-ї категорії, але є ЕП
2-ї категорії, здійснюється взаємне резервування на боці НН
між сусідніми ТП, які одержують живлення від різних секцій
ДЖ або різних ДЖ. При резервуванні кабельною перемичкою
передбачається резерв в обсязі 15-30 % номінальної потужності
трансформатора £номт та 35-40 % &номт при резервуванні шин-
46
ною перемичкою між кінцями двох магістралей НН у разі схе-
ми блока трансформатор-магістраль (БТМ).
Двотрансформатпорні цехові ПС застосовують при біль-
шості ЕП 1-ї категорії та наявності ЕП особливої групи, для
цехів з великою питомою густиною навантажень (більше ніж
0,5 кВА/м2), для зосереджених навантажень, для окремо розта-
шованих об’єктів загальнозаводського призначення (компресорні
та насосні станції), а також при нерівномірних добових графі-
ках навантаження. Для цих ПС також необхідний складський
резерв у випадку пошкодження одного трансформатора. На час
заміни пошкодженого трансформатора той, що залишився в
роботі, має забезпечити електропостачання усіх ЕП 1-ї категорії
надійності.
Цехові ПС з кількістю трансформаторів більше двох за-
стосовують лише при належному обґрунтуванні, а також при
установленні окремих трансформаторів для живлення силових
та освітлювальних навантажень.
При трьох і менше трансформаторах їх стандартну номі-
нальну потужність вибирають за формулою
НОМ.Т ~ НОМ.Т.р дтр ’ Xті*
с . ™Рт
де &номтр - повна номінальна розрахункова потужність
трансформатора;
Рр 3 - розрахункове активне навантаження на III рівні еле-
ктропостачання (розрахункове активне навантаження цеху Рр ц
з таблиці 1.3);
N - кількість трансформаторів ПС;
Рт - коефіцієнт завантаження трансформатора цехової ПС.
Рекомендується приймати такі коефіцієнти завантаження
трансформаторів [5]:
а) за перевагою ЕП 1-ї категорії надійності для двотранс-
форматорних ПС рт = 0,65-0,7;
б) за перевагою ЕП 2-ї категорії надійності для однотранс-
форматорних ПС із взаємним резервуванням трансформаторів
на боці НН рт = 0,7-0,8;
в) за перевагою ЕП 2-ї категорії надійності для однотранс-
форматорних ПС у разі наявності складського резерву, а також
для ЕП 3-ї категорії надійності Рт = 0,9-0,95.
47
У наш час для живлення ЕП 2-ї категорії надійності, а
також ЕП 2 та 3-ї категорій надійності теж застосовують дво-
трансформаторні ПС. Якщо приймати коефіцієнти завантажен-
ня трансформаторів Рт > 0,7, то в цьому випадку з урахуванням
допустимого перевантаження трансформаторів вимикають час-
тину ЕП 3-ї категорії надійності.
Так, для механічного цеху № 1 (таблиця 1.3) номінальна
потужність трансформаторів цехової ПС становить
1018 8
5ном Т - ^ном т в =-— = 636,8 кВА.
ном.т ном.т.р 2 0 8
Згідно з розрахунком для цехової ТП вибираються два
трансформатори типу ТМЗ-1000/10 напругою 10/0,4 кВ. У
даному випадку можна також проаналізувати варіант вибору
двох трансформаторів типу ТМЗ-630/10, але це потребує тех-
ніко-економічного обґрунтування (ТЕО). Якщо в майбутньо-
му прогнозується зростання навантаження, то перший варі-
ант є кращим.
Аналогічні розрахунки для вибору номінальної потужності
трансформаторів цехових ПС інших цехів наводяться в таб-
лиці 4.1.
Таблиця 4.1 - Вибір кількості та номінальної потужності трансформа-
торів цехових підстанцій
№ цеху Назва цеху -Рр.ц, кВт пгг. ^79 В.О 'З'ном.т.р > кВА Трансформатор
1 Механічний цех № 1 1018,2 2 0,8 636,8 ТМЗ-1000/10
7 Компресорна станція 215,1 2 0,7 153,9 ТМ-160/10
Після остаточного вибору номінальної потужності транс-
форматорів цехових ПС потрібно навести їх технічні дані з до-
датка Ж чи [6].
48
Контрольні запитання
1 Які фактори впливають на вибір кількості та потужності транс-
форматорів цехових ПС?
2 Коли застосовують однотрансформаторні та двотрансформаторні
цехові ПС?
З Як визначають номінальну потужність трансформаторів цехо-
вих ПС?
4 Які рекомендуються коефіцієнти завантаження трансформа-
торів?
49
5 ВИБІР ПОТУЖНОСТІ КОМПЕНСУЮЧИХ
ПРИСТРОЇВ У СИСТЕМІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ПІДПРИЄМСТВА
При розрахунках проектованих систем зовнішнього елект-
ропостачання промислових підприємств необхідно знати вхідну
реактивну потужність споживача та потужність його компенсу-
ючих пристроїв, а при розрахунках систем внутрішньозаводсь-
кого та внутрішньоцехового електропостачання - структуру цих
пристроїв та потужність їх окремих складових.
При проектуванні СЕП промислових підприємств величи-
на економічної реактивної потужності споживача фе 5 визнача-
ється за формулою (3.2). Ця величина є відправним пунктом
для розрахунків реактивної потужності та структури пристроїв
компенсації споживача.
5.1 Визначення реактивної потужності компенсуючих
пристроїв споживачів електроенергії підприємства
Потужність компенсуючих пристроїв підприємства визна-
чається так:
«к.„=Єр.5-«е.5) (5.1)
де 5 - розрахункова реактивна потужність підприємст-
ва на V рівні електропостачання (береться з таблиці 1.3 з ураху-
ванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів наванта-
ження), квар.
Загальна встановлена потужність компенсуючого пристрою
підприємства при наявності СД визначається за формулою
Єк.ц =3н.к+3сд +3в.к> (5.2)
де фн к - реактивна потужність конденсаторних установок
(КУ) споживача з напругою конденсаторів до 1 кВ, квар;
(?сд - реактивна потужність, одержувана від СД, квар;
- реактивна потужність КУ споживача з напругою кон-
денсаторів понад 1 кВ, квар.
50
СД, які звичайно працюють з випереджаючим струмом ста-
тора, використовуються як додаткові джерела реактивної потуж-
ності (ДРП). Втрати активної потужності в СД, пов’язані з гене-
рацією ними реактивної потужності, значно перевищують ана-
логічні втрати в КУ, тому спеціально застосовувати СД у СЕП
для генерації реактивної потужності недоцільно. Якщо СД за-
стосовуються за технологічним процесом споживача, то необ-
хідно враховувати їх реактивну потужність при розрахунках
електричного навантаження споживача. При цьому їх коефіці-
єнт завантаження активною потужністю £сд має бути меншим
за одиницю.
Увага! У формулі (5.2) реактивна потужність, одержувана
від СД, приймається (?сд = 0, бо в підрозділі 1.3 і в таблиці 1.3
ця реактивна потужність була вже врахована зі знаком “мінус”.
При застосуванні на компресорній станції СД або АД ви-
значення структури складу та потужності двох окремих складо-
вих компенсуючого пристрою підприємства (фн к і к) слід ви-
конувати в такій послідовності, як це записано в формулі (5.2).
Як додаткові ДРП в СЕП різного рівня найбільш поши-
рені конденсаторні батареї (КБ) паралельного вмикання (від-
носно навантаження споживача). Це найбільш економічні
додаткові ДРП.
Значне поширення КБ в СЕП промислових підприємств
пояснюється їх значними перевагами відносно інших додатко-
вих ДРП:
- більш високим ККД порівняно з іншими ДРП, інакше
кажучи, малими питомими втратами активної потужності (у
конденсаторах нових серій при напрузі до 1 кВ ДРк н не більше
0,0025 кВт/квар і понад 1 кВ - ЛРКВ = 0,0015 кВт/квар, бо в
синхронних компенсаторах (СК) це значення досягає 10 %, в
СД-7 % установленої потужності);
- простотою монтажу, конструкції та експлуатації;
- відсутністю частин, що обертаються;
- відсутністю шуму під час роботи;
- відсутністю необхідності безперервного нагляду та об-
слуговування;
- порівняно невисокими капітальними витратами з СК
ІСД;
- широкими можливостями підбору необхідної потужності;
- можливостями установлення в будь-якій точці СЕП.
Основні недоліки КБ:
- наявність залишкового заряду;
51
- залежність реактивної потужності від напруги;
- ступеневе регулювання реактивної потужності.
Конденсатори передбачають тривалу роботу при підвищенні
діючого значення напруги до 110 % номінальної величини та
тривалого підвищення струму до 130 % номінального за раху-
нок підвищення напруги та наявності вищих складових гармо-
нік струму.
Високі техніко-економічні характеристики сучасних кон-
денсаторів, з яких комплектують КБ, обумовили суттєве зрос-
тання їх частки в загальній кількості додаткових ДРП електро-
енергетичних систем. Цьому сприяла також здатність до подрі-
бнення потужності КБ за допомогою комутаційної апаратури на
окремі частини - секції. Такі електротехнічні установки одер-
жали назву конденсаторних установок.
Основними комплектуючими виробами в КУ є косинусні
конденсатори. Це дві смужки алюмінієвої фольги, розділені
паперовою ізоляцією. До недавнього часу в конденсаторах типу
КМ (косинусні масляні) застосовувалось масляне просочення
паперової ізоляції. У конденсаторах також широко застосову-
ють синтетичне просочення (конденсатори типу КС - косинусні
синтетичні). їх техніко-економічні показники перевищують по-
казники конденсаторів типу КМ. Крім того, вони не замерзають
і не горять, але треба мати на увазі, що синтетичний наповню-
вач таких конденсаторів є дуже токсичною рідиною і тому ста-
новить певну небезпеку в експлуатації.
ЗАТ “СІЛКОН-КВАР” (Україна) застосовує сучасні конден-
сатори типів МКР і С8АЛР (плівкові, з екологічно чистим напов-
нювачем, що самовідновлюється).
Такі добре ізольовані ємнісні пакети вмонтовують в мета-
леві корпуси і сполучають між собою паралельним та послідов-
ним способами. При цьому конденсатори можуть бути як одно-
фазними, так і трифазними. У перших - два виводи для приєд-
нання до мережі, а у других - три.
Конденсатори, що застосовують в КУ, розрізняються:
- за номінальною напругою: 230, 400, 500, 690, 1050, 3150,
6300 та 10 500 В;
- за кількістю фаз: конденсатори напругою 3150...10 500 В
тільки однофазні, конденсатори напругою 230...690 В - одно-
фазні та трифазні;
- за видом просочення: мінеральним маслом (тип КМ)
або синтетичним рідким діелектриком соволом чи совтолом
(тип КС).
52
Вартість ККУ залежно від номінальної напруги їх конден-
саторів теж різна і може бути прийнятою: питома вартість ККУ
з номінальною напругою до 1 кВ ккн = 70-100 грн/квар; з номі-
нальною напругою конденсаторів понад 1 кВ тсв к = = 50 грн/квар.
Електротехнічна промисловість випускає комплектні кон-
денсаторні установки (ККУ) з певною номінальною потужніс-
тю їх конденсаторів С, що встановлені в металевому корпусі
шафи та забезпечені певною захисною апаратурою (запобіжни-
ки І*1), комутаційною (контактори КМ), розрядними опорами К?
та вимірювальними приладами (рисунок 5.1). Вони можуть мати
як ручне, дистанційне, так і автоматичне керування потужності.
У додатках К, Л та [3] наведені номінальні стандартні потуж-
ності ККУ відповідно до і понад 1 кВ.
Залежно від місця розташування ДРП у СЕП розрізняють
індивідуальну, групову та централізовану компенсації (рису-
нок 5.2).
При індивідуальній компенсації (ІК) реактивної потужності
ДРП приєднуються до загального вимикача з потужними та добре
завантаженими реактивною електроенергією споживачами при
Рисунок 5.1 - Принципова електрична схема силових ланцюгів
комплектної конденсаторної установки
53
Рисунок 5.2 - Місця розташування конденсаторних установок в
схемі електропостачання підприємств:
1 - установки індивідуальної компенсації; 2, 3 - установки
групової компенсації НН і ВН відповідно; 4, 5 - установки
централізованої компенсації НН і ВН відповідно
54
їх тривалій роботі. Найпростіший різновид ІК полягає в приєд-
нанні конденсаторів безпосередньо до затискачів ЕП (рисунок 5.2,
КУ1). При ІК від реактивних струмів розвантажується вся ме-
режа СЕП: мережі зовнішнього і внутрішнього електропоста-
чання, що сприяє зменшенню втрат напруги та електроенергії,
збільшенню пропускної спроможності всіх елементів СЕП та
енергосистеми. Недоліки при глухому приєднанні конденсато-
рів такі: вимикання конденсаторів разом з ЕП, що спричинює
короткий річний час їх використання; зниження надійності ро-
боти ЕП при випадкових пошкодженнях на затискачах, у про-
водці та в самих конденсаторах, що призводить до вимикання
ЕП. Типовим прикладами ІК є світильники з розрядними лам-
пами та індукційні електротермічні установки. В асинхронному
електроприводі ІК зустрічається рідко.
При груповій компенсації (ГК) реактивної потужності ДРП
приєднується у вузловій точці СЕП групи споживачів:
1) до СРШ або ШРА в мережі до 1 кВ (рисунок 5.2, КУ2);
2) до шин напругою 6-10 кВ РП при двоступеневій схемі з
проміжними РП (рисунок 5.2, КУЗ).
У першому випадку від реактивних струмів розвантажу-
ються живильні мережі до 1 кВ, трансформатори цехових ПС
та електричні мережі понад 1 кВ, однак розподільні мережі до
ЕП віїц них не розвантажуються.
У другому випадку від реактивних струмів розвантажу-
ються тільки електричні мережі від РП до ГПП чи ПГВ, транс-
форматори ГПП (ПГВ), мережі енергосистеми, але трансформа-
тори цехових ПС та мережі до 1 кВ не розвантажуються.
При ГК збільшується час використання ДРП порівняно з ІК.
При централізованій компенсації (ЦК) реактивної потуж-
ності ДРП встановлюється в точці приєднання до СЕП джерела
живлення її електроенергією:
1) до шин НН цехової ТП або ШМА (рисунок 5.2, КУ4);
2) до шин напругою 6-10 кВ ГПП або ПГВ (рисунок 5.2,
КУ5).
У першому випадку від реактивних струмів розвантажу-
ються трансформатори цехових ПС та мережі понад 1 кВ, але
живильна і розподільна мережі до 1 кВ не розвантажуються.
У другому випадку від реактивних струмів розвантажу-
ються тільки трансформатори ГПП або ПГВ, мережі енерго-
системи.
Коефіцієнт використання установок ЦК вищий, ніж у ГК,
а питома вартість нижча завдяки укрупненню. Крім того, поле-
гшується експлуатація та підвищується надійність.
55
В електричних мережах до 1 кВ СЕП промислових під-
приємств застосовують усі три види компенсації реактивної по-
тужності (місця розташування КУ - 1, 2, 4), а в електричних
мережах понад 1 кВ - в основному групову (КУЗ) та централізо-
вану (КУ5). При цьому установлена потужність додаткових ДРП
у відповідній точці СЕП визначається економічними розрахун-
ками з урахуванням того, що реактивна потужність, яка вида-
ється СД, може змінюватись плавно (зі зміною струму його збу-
дження), а реактивна потужність КУ - тільки ступенево (залежно
від кількості та потужності її секцій).
Залежно від номінальної напруги конденсаторів КУ має
різний компенсуючий ефект. На практиці застосовують КУ, що
комплектують окремими конденсаторами певної потужності та
напруги. Розрахункове значення потужності конденсаторного
компенсуючого пристрою заокруглюють до найближчого стан-
дартного значення.
На рисунку 5.3 наведено схеми приєднання КУ в електри-
чних мережах до 1 кВ.
Рисунок 5.3 - Схеми приєднання КУ в електричних мережах
до 1 кВ:
а - із загальним автоматом; б - із запобіжником і контактором;
в - із рубильником і запобіжником; г - з автоматом з етичними
контактами
56
Рисунок 5.4 - Схеми приєднання КУ в електричних мережах
понад 1 кВ:
с а - з роз’єднувачем, вимикачем і конденсаторами
з вбудованими розрядними резисторами; б - із запобіжником,
вимикачем навантаження і трансформаторами напруги для
розряду; в - із висувним вимикачем і трансформаторами напруги
для розряду
На рисунку 5.4 наведені схеми приєднання КУ в електри-
чних мережах понад 1 кВ.
У схемах приєднання на рисунку 5.4, а, б використову-
ються камери стаціонарні однобічного обслуговування (КСО),
на рисунку 5.4, в - комірки КРП.
У курсовій роботі залежно від виконаних розрахунків мо-
жливі такі варіанти приєднання ККУ: в електричних мережах
до 1 кВ ККУ приєднуються до розподільного пристрою НН це-
хової ТП (централізована компенсація у вузловій точці 4 СЕП -
рисунок 5.2, схема приєднання - рисунок 5.3, г); в електрич-
них мережах понад 1 кВ - до шин ГПП (централізована компе-
нсація в точці 5 СЕП - рисунок 5.2, схема приєднання - рису-
нок 5.4, в).
57
5.2 Визначення потужності конденсаторних установок
з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ
Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем
внутрішньозаводського та внутрішньоцехового електропостачан-
ня [5]. Максимальна реактивна потужність, яку доцільно пере-
давати через трансформатор 6-10/0,4 кВ у мережу напругою до
1 кВ для забезпечення бажаного коефіцієнта його завантажен-
ня Рт, становить
= ^Ж5ном.т)2-Рр23> квар, (5.3)
де N - кількість трансформаторів ТП, шт.;
5НОмт “ повна номінальна потужність трансформатора це-
хової ПС, кВА;
Рр3 - розрахункова активна потужність навантаження на
III рівні електропостачання (розрахункова активна потужність
цеху Ррц з таблиці 1.3), кВт.
Якщо під коренем величина зі знаком “мінус”, то прийма-
ють = 0.
Потужність КУ із конденсаторами номінальною напругою
до 1 кВ (у курсовій роботі номінальною напругою 0,4 кВ) визна-
чається як
0н.к =Ч.т-«т> (5.4)
де фрт - розрахункова реактивна потужність на III рівні
електропостачання, яка дорівнює розрахунковій реактивній
потужності цеху фрц з таблиці 1.3, квар.
Для застосування приймається найближча стандартна ве-
личина потужності ККУ Фнкст, Що вибирається зі спеціальної
технічної літератури та з додатка К. Кількість ККУ для двотра-
нсформаторних цехових ПС повинна бути парною та однакової
потужності.
Якщо фнк < 0, то встановлювати конденсатори номіналь-
ною напругою до 1 кВ не потрібно.
Так, для механічного цеху № 1 (дані з таблиць 4.1 і 1.3)
= 7(2 • 0,8 • 1000)2 -1018.82 = 1233,7 квар;
фн к = 1023,8 -1233,7 = -209,9 квар.
58
У зв’язку з тим що трансформатори даної цехової ПС про-
пускають всю необхідну реактивну потужність у мережу напру-
гою до 1 кВ, встановлювати конденсатори номінальною напру-
гою 0,4 кВ не потрібно.
Аналогічні розрахунки для вибору номінальної потужності
конденсаторів номінальною напругою 0,4 кВ для цехових ПС
інших цехів наводяться в таблиці 5.1.
Таблиця 5.1 - Визначення потужності комплектних конденсаторних
установок номінальною напругою 0,4 кВ
№ цеху ^т> квар Фн.к> квар Тип і номінал Потужність, квар Кількість ККУ
1 1233,7 -209,9 - - -
7 62,5 182,3 УКРП-0,4-90-10УЗ 90 2
Розшифровка типу та номіналу цих ККУ така:
УКРП - установка конденсаторна з регулюванням за по-
тужністю;
6,4 - номінальна напруга, кВ;
90 - сумарна реактивна потужність, квар;
10 - реактивна потужність ступеня, квар;
У - для помірного клімату;
З - для внутрішньої установки.
Такі ККУ (дивися додаток К) виготовляються ЗАТ “Сіл-
кон-Квар” (м. Київ, е-таіі: 8І1соп@куаг.кіеу.иа).
Існують інші типи ККУ, які випускаються електротехніч-
ною промисловістю та іншими організаціями.
У курсовій роботі ККУ приєднуються до розподільного при-
строю НН КТП через автомати, які установлені в шафі низько-
вольтній лінійній (ШНЛ), або в шафі низьковольтній ввідній
(ШНВ), або в шафі низьковольтній секційній (ШНС) при дво-
трансформаторній КТП.
59
5.3 Визначення потужності конденсаторних установок
з номінальною напругою конденсаторів 6,3 та 10,5 кВ
Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем
зовнішнього та внутрішньозаводського електропостачання за
формулою
Ов.к =Єкп-£Єв.к.СТ’ (5.5)
де к ст ” сумарна потужність встановлених низьковоль-
тних ККУ.
Для застосування приймається найближча стандартна ве-
личина потужності ККУ Фвкст, що вибирається зі спеціальної
технічної літератури та з додатка Л. Кількість ККУ повинна
бути парною.
Якщо при встановленні високовольтних ККУ залишаєть-
ся недокомпенсована реактивна потужність фнеск, що обумовле-
но достатньо великим кроком шкали номінальних потужностей
цих ККУ, то її компенсують за допомогою додаткових низько-
вольтних ККУ. Величину нед©компенсованої реактивної поту-
жності визначають так:
Онеск = 3В.к - «В.К.ЄВ. КВаР • (5-6)
Високовольтні ККУ встановлюються в спеціальному при-
міщенні ГПП, ПГВ або РП. їх розміщення має забезпечити інду-
стріальне виконання електромонтажних робіт, безпеку та зруч-
ність при спостереженні, обслуговуванні і заміні конденсаторів,
пожежну безпеку, хороше охолодження.
ККУ приєднуються до високовольтного розподільного при-
строю ГПП, ПГВ або РП за допомогою розподільних комірок. У
курсовій роботі високовольтні ККУ, якщо вони потрібні за ре-
зультатом розрахунку, приєднуються до шин 6(10) кВ ГПП че-
рез відповідні комірки КРП.
Регулювання реактивної потужності КУ може бути ав-
томатичне, ручне або диспетчерське з використанням засобів
телемеханіки чи телефонного зв’язку. Воно може здійснювати-
ся за реактивною потужністю (найбільш ефективне регулюван-
ня), напругою, часом доби, комбінованими схемами (наприклад,
автоматичне регулювання за часом доби з корекцією за напру-
гою). Залежно від параметра регулювання існує велика кіль-
кість регуляторів реактивної потужності КУ, які випускає еле-
ктротехнічна промисловість та інші організації.
60
1
2
З
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Контрольні запитання
Як визначити потужність компенсуючих пристроїв споживача?
Які ДРП найбільше застосовуються в електричних мережах про-
мислових підприємств і чому?
Які переваги та недоліки конденсаторів?
Як побудовані конденсатори, КУ та ККУ?
За якими показниками розрізняють конденсатори?
Наведіть принципову електричну схему силових ланцюгів ККУ.
Наведіть схеми приєднання КУ в електричних мережах до і по-
над 1 кВ.
У яких точках системи електропостачання споживача застосо-
вують компенсацію реактивної потужності?
Що таке індивідуальна, групова та централізована компенсація
реактивної потужності споживача. У чому полягають їх перева-
ги та недоліки?
Як регулюють потужність КУ?
Як визначається потужність КУ з конденсаторами до 1 кВ?
Як визначається потужність КУ з конденсаторами 6,3-10,5 кВ?
с
61
6 РОЗРОБКА СХЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ПІДПРИЄМСТВА
Схема електропостачання показує зв’язок між ДЖ та спо-
живачами електроенергії підприємства.
Питання живлення електроенергією промислових підпри-
ємств вирішуються проектними організаціями разом з енерго-
системою залежно від необхідної споживаної електроенергії,
особливостей технології підприємства, перспектив розвитку
електропостачання даного району та інших факторів.
Крім того, схема живлення підприємства також залежить
від відстані до ДЖ, загальної схеми електропостачання даного
району, величини необхідної потужності з урахуванням її зрос-
тання, територіального розміщення навантажень, необхідного
ступеня надійності електропостачання, наявності на підприємстві
власного ДЖ - заводської теплоелектроцентралі (ТЕЦ).
6.1 Загальні відомості про джерела живлення
в системах промислового електропостачання
До основних ДЖ підприємств належать енергосистема та
заводські електростанції. Крім того, на підприємствах застосо-
вують агрегати гарантованого живлення (АГЖ), ДРП (розділ 5),
ДЖ вторинних допоміжних ланцюгів.
Техніко-економічні показники енергосистем кращі, ніж у
заводських електростанцій, які будують, якщо це технічно до-
цільно та економічно рентабельно, для сумісного виробництва
теплової та електричної енергії у таких випадках: наявності від-
ходів виробництва, придатних як паливо; при великому тепло-
споживанні; особливих вимогах до електропостачання.
АГЖ використовують за наявністю ЕП особливої групи
надійності як третє незалежне ДЖ. При невеликій потужності
ЕП особливої групи застосовують АГЖ потужністю від 16 до
250 кВА.
ДЖ вторинних допоміжних ланцюгів живлять апарати за-
хисту, сигналізації й управління комутаційних апаратів (вими-
качів та інших апаратів з дистанційним управлінням).
У вихідних даних до курсової роботи ДЖ підприємства є
енергосистема, а приймальним пунктом - ГПП. АГЖ не по-
62
трібні за відсутністю ЕП особливої групи надійності (дивися
таблицю В.1). ДЖ вторинних допоміжних ланцюгів не проек-
туються.
6.2 Основні принципи побудови схем електропостачання
промислових підприємств
Перший принцип - максимальне наближення ДЖ високої
напруги до ЕУ споживачів, що приводить до мінімуму кіль-
кості мережних ланок і кількості проміжних трансформацій та
комутацій.
Другий принцип - резервування живлення для різних ка-
тегорій надійності має бути передбачене в схемі електропоста-
чання (відмова від “холодного” резерву). Для цього всі елемен-
ти (лінії, трансформатори) повинні нести постійне навантажен-
ня в нормальному режимі, а в післяаварійному режимі при ви-
миканні пошкоджених елементів приймати на себе живлення
залишених у роботі споживачів з урахуванням допустимих пра-
вилами для цих елементів перевантажень.
Третій принцип - наскрізне секціонування усіх ланок СЕП
(шини ГПП, ПГВ, РП, вторинної напруги цехових ТП) з устано-
вленням на секційних апаратах пристроїв АВР.
Четвертий принцип - вибір режиму роботи елементів СЕП.
Основним є роздільна робота елементів (ліній, трансформато-
рів), що призводить до зниження струмів короткого замикання
(КЗ), застосування більш “легкої” та дешевої комутаційної апа-
ратури, спрощеного РЗ.
6.3 Електропостачання промислового підприємства
від енергосистеми без власної електростанції
Залежно від напруги ДЖ електропостачання здійнюється
за двома варіантами схем [2-5]:
1) схеми напругою 6-10 кВ;
2) схеми напругою 35-220 кВ.
Перші застосовуються при живленні промислових підпри-
ємств невеликої потужності з одним ЦРП чи РП і розташова-
них на відстані від енергосистеми не більше ніж 5-10 км. Існу-
ють різні схеми, які дозволяють живлення ЕП 1, 2 та 3-ї катего-
рій надійності.
63
Другі застосовуються при живленні підприємств середньої
та значної потужності з ЕП різних категорій надійності та роз-
ташованих на великій відстані від енергосистеми. Як ПП най-
частіше бувають ГПП чи ПГВ. Існують схеми з одним, двома та
більше ПП.
Залежно від місця в мережі енергосистеми та схеми при-
єднання до мережі розрізняють ПС:
- вузлові - приєднані трьома та більше лініями;
- прохідні - приєднані шляхом заходу та виходу лінії з
двостороннім живленням або лінії з подальшим приєднанням
інших ПС;
- відгалужувальні ~ приєднуються до однієї або до двох
ліній у “відпайку”;
- тупикові - живляться однією або двома радіальними
лініями від ДЖ.
Відповідно до нових норм технологічного проектування ПС
змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ [9] у схемах роз-
подільних пристроїв 35 кВ і більше на ГПП віддільники та ко-
роткозамикачі замість вимикачів не застосовуються, бо їх вико-
ристання вимагає утворення штучного КЗ для забезпечення умов
вимкнення вимикача на початку лінії, що призводить до таких
обставин: збільшується зона аварії, бо при пошкодженні на
живильному відгалуженні до трансформатора чи на самому
трансформаторі короткочасно відключаються всі інші трансфор-
матори, приєднані до даної магістралі, що недопустимо для ви-
робництв з безперервним технологічним процесом; підвищу-
ється потужність однофазних КЗ (особливо в разі наявності СД,
які створюють підживлення КЗ); значно ускладнюються схеми
РЗ та автоматики.
У наш час застосовують блочні схеми з вимикачами в лан-
цюгах ВН трансформаторів у разі недоцільності (за умовами
надійності) або неможливості (за умовами відсутності ЕО необ-
хідного виконання) застосування більш простих схем.
У разі відсутності транзиту потужності застосовують пере-
мички з двома роз’єднувачами (схеми 35-2 та 110-2 [9]), що
дозволяє використовувати одну лінії та два трансформатори або
дві лінії та один трансформатор в умовах ремонту відповідно
лінії та трансформатора (наприклад, як на рисунку 6.1, а).
Доцільність використання блочних схем без перемичок з
боку ВН (наприклад, як на рисунку 6.1, б) найчастіше визнача-
ється їх простотою та надійністю (менша кількість ЕА), дефіци-
том території навколишньої забудови, бо наявність перемички
при напрузі 110 кВ збільшує довжину ПС практично на 10 м.
64
35-110 кВ
АВР
Рисунок 6.1 - Варіанти типів приєднань підстанцій
до електричної мережі:
а - відгалужувальна; б - тупикова
На промислових підприємствах невеликої (до 5 МВт) та
середньої потужності (від 5 до 75 МВт), до яких належать
машинобудівні заводи, для ГПП переважним є застосування
двообмоткових трансформаторів з напругами 35/6(10) кВ по-
тужністю від 0,63 до 16 МВА та 110/6(10) кВ потужністю від
4 до 40 МВА, причому трансформатори потужністю 25, 32, 40
та 63 МВА випускаються з розщепленою вторинною обмот-
кою однакової напруги 6 або 10 кВ. Іноді розщеплені обмот-
ки мають різні напруги 6 і 10 кВ, що сприяє економічному
65
вирішенню питань електропостачання, якщо на підприємстві
є ЕП на 6 і 10 кВ.
У вихідних даних до курсової роботи (дивися таблицю В.8)
задані напруга живлення (35 чи 110 кВ), а також схема приєд-
нання ГПП до мережі енергосистеми: відгалужувальна (рису-
нок 6.1, а) чи тупикова (рисунок 6.1, б).
На підприємствах електротехнічної промисловості України
освоєно випуск комплектних трансформаторних підстанцій блоч-
них розподільних (КТПБР) з вищою напругою 35 та 110 кВ.
6.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачання
напругою 6 та 10 кВ
Внутрішньозаводський розподіл електричної енергії при на-
прузі 6 або 10 кВ може бути виконаний за радіальною, магістраль-
ною або змішаною схемами. Кожна з цих схем відрізняється за
ступенем надійності та техніко-економічними показниками зале-
жно від конкретних вимог проектованого об’єкта [2-5, 10].
У сучасній практиці проектування та експлуатації проми-
слових підприємств здійснюється ступеневий принцип побудо-
ви схем. Під ступенем електропостачання розуміють вузли
схеми електропостачання, між якими електроенергія, одержу-
вана від ДЖ, передається визначеній кількості споживачів.
Схеми бувають одноступеневі та багатоступеневі. У ба-
гатоступеневих схемах застосовуються РП однієї напруги, від
яких живляться окремі потужні ЕП або група ЕП. Це дозволяє
зменшити кількість вимикачів у розподільному пристрої 6-10 кВ
ГПП від великої кількості відгалужувальних ліній малої поту-
жності. При виборі схем слід прагнути до зниження кількості
ступенів (більше двох ступенів, як правило, не рекомендуєть-
ся), бо це спрощує комутацію, захист та автоматику, знижує
втрати електроенергії.
6.4.1 Радіальні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ
Радіальні схеми - це такі схеми, в яких електроенергія
від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або
до окремих ЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відга-
луження для живлення інших споживачів.
Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях,
розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш пошире-
ними є одно- та двоступеневі схеми.
66
Одноступеневі радіальні схеми (рисунок 6.2) краще за-
стосовувати на невеликих підприємствах і на великих підпри-
ємствах для живлення потужних зосереджених навантажень
(компресорні та насосні станції, підстанції електричних печей
та ін.).
Перевагою радіальних схем є висока надійність електро-
постачання. Так, вихід із ладу однієї лінії (точка КЗ К1 на
рисунку 6.2) не впливає на роботу споживачів, що живляться
від інших ліній.
Основним недоліком радіального живлення однотрансфор-
маторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутності резе-
рвування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 (точка К2)
чи в самому трансформаторі ТП1 (точка КЗ). Тому радіальне жи-
влення цехових однотрансформаторних ПС залежно від конкрет-
них вимог (категорії всіх ЕП, необхідного відсотка резервування,
розташування ПС, схем та виконання цехових мереж та ін.) по-
требує резервування, яке здійснюється за такими схемами [4]:
- з резервною перемичкою на боці ВН між сусідніми ТП;
- з резервною магістраллю ВН;
- з резервним радіусом ВН;
- з резервною кабельною перемичкою на боці НН між су-
сідніми ТП;
с - з резервною шинною перемичкою між кінцями двох ма-
гістралей НН одного цеху в разі застосування схеми БТМ.
Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснюва-
ти від різних секцій ГПП, ПГВ, ЦРП, РП.
Радіальне живлення цехових двотрансформаторних ПС не-
обхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило, окреми-
ми лініями для кожного трансформатора (дивися ТП2 на рису-
нку 6.2). Кожна лінія і трансформатор мають бути розраховані
на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-ї
категорій даної ПС у післяаварійному режимі (наприклад, при
КЗ у точках К4 і К5).
Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих і
середніх підприємствах з цехами (групами цехів), які розташо-
вані на великій території. Живлення розташованих поруч одно-
та двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою по-
над 1 кВ здійснюється від проміжних РП (РП1 - РПЗ), що жив-
ляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня (рису-
нок 6.3). При цьому всі комутаційні та захисні апарати розмі-
щуються на РП (дивися рисунок 6.2). На цехових ТП передба-
чається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній
другого ступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує
67
Ввод 1
Ввод 2
Рисунок 6.2 - Одноступенева радіальна схема
габарити ТП, що має велике значення при застосуванні внутрі-
шньоцехових ТП.
Питання про спорудження РП розглядають при кількості
радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність сек-
цій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної
здатності головних вимикачів і ліній, які живлять ці секції.
При використанні радіальних схем здійснюється глибоке
секціонування всієї СЕП - від основних ДЖ (ГПП) і до шин
68
напругою до ІкВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою
секційних апаратів може здійснюватися АВР для живлення в
післяаварійному режимі роботи СЕП.
У курсовій роботі використовується одноступенева раді-
альна схема або двоступенева в разі доцільності застосування
РП на компресорній станції. У другому випадку здійснюється
Рисунок 6.3 - Двоступенева радіальна схема
69
радіальне живлення цехових двотрансформаторних підстанцій
від різних секцій РП окремими лініями для кожного трансфор-
матора. Крім того, радіальне живлення цехових ТП є доціль-
ним від шин ГПП при навантаженнях, розташованих у різних
напрямках від неї.
6.4.2 Магістральні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ
У магістральних схемах цехові ТП приєднують до магіст-
ралі, що забезпечує найкоротший шлях передачі електроенергії
від ДЖ, завдяки чому зменшуються втрати електроенергії, а
також зменшується кількість ланок розподілу та комутації еле-
ктроенергії. Це є основною і суттєвою перевагою таких схем.
Конструктивно магістральні схеми виконуються кабеля-
ми, струмопроводами, повітряними ЛЕП.
Магістральні схеми при кабельній прокладці застосовують:
- у разі прямолінійного розміщення цехових ТП на тери-
торії підприємства;
- у разі необхідності (з вимог надійності електропостачан-
ня) резервування живлення цехових ТП від іншого ДЖ при аварії
основного;
- для групи технологічно пов’язаних агрегатів, якщо ма-
гістральні схеми мають техніко-економічні переваги порівняно
з іншими схемами.
При струмах понад 1,5-2 кА застосовують магістральні
струмопроводи.
Повітряні ЛЕП застосовуються рідко. їх використовують
для специфічних підприємств (кар’єри, торфорозробки та ін.).
Магістральні схеми можна поділити на одиночні (одинарні)
магістралі, з двома та більше паралельними магістралями, з
одним чи з двома ДЖ [2-5].
Одиночні магістралі без резервування (рисунок 6.4) за-
стосовуються для живлення ЕП 3-ї категорії лише в нормально-
му режимі. У разі аварії на кожній ділянці магістралі (точки
КЗ К1, К2 чи КЗ) під дією РЗ вимикається вимикач ЦІ і усі ТП
припиняють електропостачання споживачів на час пошуку та
полагодження пошкодженої ланки магістралі.
Кількість трансформаторів, що приєднуються до однієї ма-
гістралі, може бути орієнтовно прийнята в межах двох при но-
мінальній потужності 2500-1600 кВА, двох-трьох - при номі-
нальній потужності 1000 кВА і чотирьох-п’яти - при номіналь-
ній потужності 630-250 кВА.
70
Рисунок 6.4 - Одиночні магістралі без резервування
Основні схеми приєднання однотрансформаторних ПС в
магістральних схемах наведені на рисунку 6.5.
Варіант “б” найбільш поширений, бо в ньому застосову-
ють КТП, що сприяє максимальному спрощенню порівняно зі
схемою “а” при збереженні високої надійності та зручностей екс-
плуатації. На вводі до трансформатора встановлюють вимикач
навантаження у комплекті з високовольтними запобіжни-
ками Г, що необхідно для селективного вимикання трансфор-
матора при його пошкодженні.
сПри варіанті “в” дуже спрощується конструкція ТП, хоча
відсутність апаратів ВН ускладнює умови експлуатації. Крім того,
схема за варіантом “в” може застосовуватися в тих випадках, коли
установлення апаратів ВН ускладнюється специфічними умовами.
Для підвищення надійності електропостачання одиночних
магістралей (можливості часткового живлення споживачів 2-ї
Рисунок 6.5 - Схеми приєднання однотрансформаторних
підстанцій у магістральних схемах
71
категорії, які допускають перерву живлення на час пошуку і
від’єднання пошкодженої ланки магістралі та приєднання спо-
живачів до резервного ДЖ у післяаварійних режимах) застосо-
вують такі схеми:
- одиночні магістралі з загальною резервною магістрал-
лю ВН;
- одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку НН;
- одиночні наскрізні (“зустрічні”) магістралі з двосторон-
нім живленням;
- кільцеві магістралі.
Одиночні магістралі із загальною резервною магістраллю
ВН застосовують для живлення ЕП 3-ї та частково 2-ї катего-
рій, які допускають перерву живлення на час пошуку і від’єд-
нання пошкодженої ланки магістралі та приєднання спожива-
чів до резервної магістралі, у разі необхідності живлення від
незалежного ДЖ в післяаварійних режимах [4].
Одиночні магістралі з частковим резервуванням з боку
НН застосовують для близько розташованих ПС, що живляться
від різних магістралей, які приєднані до різних секцій ДЖ.
Одиночні наскрізні (“зустрічні”) магістралі з двосторон-
нім живленням застосовують, якщо група ПС розташована між
двома живильними пунктами [4].
Кільцеві магістралі допускається застосовувати для жив-
лення ЕП 3-ї та частково 2-ї категорій при відповідному розмі-
щенні груп ПС, які вони живлять [4]. Не рекомендується при-
єднувати більше 4-6 ПС до одного кільця при потужності одно-
го трансформатора до 630 кВА. У нормальному режимі експлу-
атації кільцева магістраль розімкнута вимикачем на дві части-
ни, кожна з яких є одиночною магістраллю і приєднується до
різних секцій збірних шин ГПП, ПГВ, ЦРП, РП. На промисло-
вих підприємствах кільцеві магістралі застосовують порівняно
рідко.
Магістральні схеми з двома та більшою кількістю
паралельних магістралей можуть бути застосовані для живлення
споживачів будь-якої категорії надійності. Кількість паралель-
них магістралей більш двох зустрічається рідко.
Подвійні магістральні схеми слід застосовувати в разі на-
явності двотрансформаторних ПС без збірних шин первинної
напруги 6-10 кВ (рисунок 6.6, а) та в разі наявності збірних
шин первинної напруги 6-10 кВ (рисунок 6.6, б).
Кожна магістраль у цій схемі розрахована на покриття
навантаження ЕП 1 та 2-ї категорій надійності всіх ПС [4].
72
ГПП (ПГВ)
І ЦРП (РП) І
Рисунок 6.6 - Схеми подвійних магістралей з одностороннім
живленням для двотрансформаторних підстанцій:
а - без збірних шин ВН; б - зі збірними шинами ВН
При подвійних магістралях можливі три варіанти схеми
приєднання цехових двотрансформаторних ПС до магістралі:
а) з апаратами ВН для захисту трансформаторів і роз’єд-
нувачами на вводах;
б) із захисними апаратами ВН, але без роз’єднувачів на
вводах;
в) без апаратів ВН на вводах.
73
Ці схеми приєднання такі самі, як для однотрансформа-
торних ПС (рисунок 6.5), з такими самими перевагами та не-
доліками.
Схеми подвійних наскрізних (“зустрічних”) магістралей з
двостороннім живленням застосовуються в разі наявності двох
незалежних ДЖ.
При магістральному живленні установлення комутаційного
апарата на кожній з ПС (роз’єднувача, вимикача, вимикача на-
вантаження із запобіжником) практично обов’язкове.
Магістральним схемам слід віддати перевагу як більш еко-
номічним.
У зв’язку з тим що в курсовій роботі рекомендується за-
стосовувати КТП, то при магістральному живленні з боку ВН
вони комплектуються шафою вводу високовольтною (ШВВ), в
якій встановлений вимикач навантаження із запобіжником (ва-
ріант “б” на рисунку 6.5).
6.4.3 Змішані схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ
У практиці проектування та експлуатації дуже рідко зу-
стрічаються схеми внутрішньозаводського електропостачання,
які виконані тільки за радіальним чи тільки за магістральним
принципом.
Залежно від розташування цехових ТП і ЕП напругою
понад 1 кВ та вимог надійності їх електропостачання розпо-
дільні мережі напругою 6-10 кВ виконують здебільшого за
змішаною схемою, яка складається з радіальних і магістраль-
них схем. Частина цехових ТП та високовольтних ЕП одержує
живлення за радіальною схемою, а інша частина - за магіст-
ральною. Таке поєднання дозволяє більш повно використову-
вати переваги обох схем.
Кінцеве рішення за вибором загальної схеми внутрішньо-
заводського електропостачання приймається на основі ТЕП різ-
них варіантів схем розподільних мереж напругою 6-10 кВ, але
в курсовій роботі воно не виконується.
Контрольні запитання
1 Які бувають джерела живлення промислових підприємств?
2 Чому електроенергетична система є основним джерелом жив-
лення промислових підприємств?
З Коли доцільно будувати заводську ТЕЦ?
74
4 Які варіанти схем електропостачання без власної електростанції
застосовуються на промислових підприємствах?
5 Наведіть сучасні принципи побудови схем електропостачання.
6 Які застосовують схеми приєднання ГПП до мереж енергосис-
теми?
7 Коли доцільно використовувати схеми без перемичок на боці
ВН ГПП?
8 Обґрунтуйте переваги та недоліки радіальних схем розподілу
електроенергії при напрузі 6-10 кВ.
9 Які схеми застосовуються для резервування однотрансформато-
рних ПС при їх радіальному живленні?
10 Наведіть схеми приєднання ТП в магістральних схемах та вка-
жіть їх переваги і недоліки.
11 Обґрунтуйте переваги та недоліки магістральних схем розподілу
електроенергії при напрузі 6-10 кВ.
12 Чому використовують змішані схеми розподілу електроенергії при
напрузі 6-10 кВ?
75
7 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ ТРИФАЗНОГО
КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ НА ШИНАХ НИЗЬКОЇ
НАПРУГИ ГОЛОВНОЇ ПОНИЖУВАЛЬНОЇ
ПІДСТАНЦІЇ
7.1 Призначення розрахунків та основні допущення
Розрахунок струмів КЗ є необхідним для вибору та
перевірки струмопровідних частин і ЕА номінальною напру-
гою понад 1 кВ на термічну й електродинамічну стійкість,
вибору вимикачів розподільного пристрою 6(10) кВ за кому-
таційною здатністю, а також для розрахунків вставок та пе-
ревірки чутливості РЗ.
У першому випадку використовують значення струмів три-
фазного КЗ в максимальному режимі, у другому - струмів три-
фазного та несиметричних КЗ в максимальному і мінімальному
режимах.
У даній курсовій роботі розрахунок РЗ не виконується,
тому визначається тільки діюче значення періодичної складової
струму трифазного КЗ в початковий момент (початкового над-
перехідного струму) в одній розрахунковій точці (з боку НН
трансформатора ГПП) з урахуванням підживлення від високо-
вольтних двигунів (АД або СД залежно від варіанта з таблиці
В.6) і узагальненого навантаження в максимальному режимі.
Оскільки ДЖ значно віддалені від зазначеної точки, то
можна вважати, що періодична складова струму КЗ від них (си-
стеми) не залежить від часу. Таке допущення неприйнятне для
періодичної складової струму підживлення точки КЗ від ЕД.
Однак ПУЗ допускає проводити розрахунки струмів КЗ для ви-
бору і перевірки струмопровідних частин і ЕА приблизно для
початкового моменту КЗ, що забезпечує додатковий запас.
7.2 Складання розрахункової схеми
Розрахунку струмів КЗ передує аналіз схеми електричної
мережі та визначення найбільш складних, але ймовірних роз-
рахункових умов, у яких може бути той чи інший її елемент. Ці
умови повинні відображатися в розрахунковій схемі, яка являє
76
собою однолінійну схему електричної мережі з ЕА та провідни-
ками, що підлягають вибору і перевірці за умовами КЗ [3, 5, 6].
У розрахункову схему вводять ті елементи, по яких проті-
кає струм КЗ: система, генератори, СК, високовольтні АД та
СД, узагальнене навантаження, що має мале електричне відда-
лення від точок КЗ, автотрансформатори, трансформатори, ре-
актори, струмопроводи, повітряні та кабельні лінії. У розрахун-
ковій схемі зазначають основні параметри (технічні характери-
стики) усіх елементів. При зображенні на розрахунковій схемі
однотипних однаково з’єднаних відносно точки КЗ генераторів,
трансформаторів або високовольтних ЕД доцільно показувати
їх у вигляді одного еквівалентного генератора, трансформатора,
ЕД, номінальна потужність якого дорівнює кількості генерато-
рів, трансформаторів, ЕД, помножених на номінальну потуж-
ність одиничного генератора, трансформатора, ЕД. На розрахун-
ковій схемі вказують ті точки КЗ, вибір яких залежить від мети
розрахунків струмів КЗ.
При виборі та перевірці вимикачів на лініях 6-35 кВ без
реакторів, що відходять від збірних шин розподільного пристрою,
розрахунковим режимом є КЗ за вимикачем пасивного елемен-
та - такого елемента, який не генерує струму КЗ.
с
7.3 Розрахункова схема для максимального режиму
Режим СЕП, при якому струм КЗ в елементі, що вибира-
ється або перевіряється, буде найбільшим, досягається за умов,
коли в мережі між джерелами і точкою КЗ ввімкнена найменша
кількість послідовних елементів і найбільша кількість - пара-
лельних.
У схемі електропостачання заводу в нормальному режимі
передбачена роздільна робота трансформаторів ГПП на збірні
шини 6 або 10 кВ (секційний вимикач вимкнений). У разі наяв-
ності РП його секційний вимикач також вимкнений.
У розрахунковій схемі максимального режиму один із
трансформаторів вимкнений, а секційний вимикач ввімкнений.
Цей режим можливий у таких випадках: один із трансформато-
рів знаходиться в планово-попереджувальному ремонті або піс-
ляаварійному режимі. Крім того, усі робочі ЕД перебувають в
роботі, а трансформатори ГПП працюють з максимальною доба-
вкою напруги.
На рисунку 7.1 наведений приклад розрахункової схеми
для максимального режиму при наявності РП і шести СД (два
77
з них у резерві). Точка К - задана величина початкового над-
перехідного струму трифазного КЗ з боку ВН трансформатора
ГПП, точка К1 - за вимикачем 6(10) кВ лінії, що відходить від
шин ГПП.
У розрахунковій схемі нумеруються ступені напруги:
1 - бік ВН трансформатора ГПП і 2 - бік НН ГПП. За основний
ступінь приймається ступінь 2, де знаходиться точка короткого
замикання - К1.
На рисунку 7.2 наведена схема заміщення для макси-
мального режиму.
78
7.4 Алгоритм розрахунку струмів трифазного
короткого замикання на шинах низької напруги головної
понижувальної підстанції для максимального режиму
Розрахунок виконується в іменованих одиницях при точ-
ному зведенні до основного ступеня 2. У розрахункових форму-
ла^ приймаються такі розмірності величин: повна потужність -
МВА, активна потужність - МВт, напруга - кВ, струм - кА,
опір - Ом.
Для розрахунку використовуються вихідні дані до курсової
роботи та розрахункові дані, які отримані в попередніх розділах.
Вихідні дані системи:
- напруга в максимальному режимі Е7с макс, кВ (таблиця В.8);
- задана величина початкового струму трифазного КЗ від
системи з боку ВН трансформатора ГПП у максимальному ре-
жимі Ікс макс, кА (таблиця В.8).
Вихідні дані трансформаторів ГПП:
- обраний тип трансформатора;
- номінальна потужність обраних трансформаторів &номт,
МВА^
- номінальна напруга регульованої обмотки ВН на серед-
ньому відгалуженні £\омВН, кВ (паспортне значення з таблиці
додатка Е);
- номінальна напруга обмотки НН С/номНН, кВ (паспортне
значення з таблиці додатка Е);
- діапазон РПН А17РПн’ % (таблиця 7.1);
-напруга КЗ для крайнього відгалуження “-РО” икР0, %
(таблиця 7.1).
Вихідні дані кабелів, що відходять від шин ГПП до РП
при двоступеневій схемі або від шин ГПП до високовольтних
двигунів при одноступеневій схемі:
- середній індуктивний питомий опір х0, Ом/км (прийма-
ється для кабелів з напругою 6 або 10 кВ х0 = 0,08 Ом/км);
- довжина кабелю І, км (з генплану підприємства).
Далі наводяться вихідні дані високовольтних АД чи СД
залежно від варіанта курсової роботи.
Вихідні дані високовольтних АД:
- тип (таблиця В.6);
- номінальна напруга £\омАД, кВ (таблиця В.6);
- кількість двигунів АГ, шт. (таблиця В.6);
79
Таблиця 7.1 - Діапазон, кількість ступенів регулювання під наванта-
женням і значення напруг короткого замикання сило-
вих двообмоткових трансформаторів для середнього
крайніх відгалужень регульованої обмотки
та
Номінальна потужність трансформатора ^ном.т» МВА Діапазон і кількість ступенів РПН обмотки ВН ик-Р0> % ик, % и™, * і г°
Номінальна напруга обмотки ВН 35 кВ 1
1; 1,6; 2,5 ± 10 %; ± 4 ступені 6,3 6,5 6,8 1
4; 6,3 ± 10 %; ± 4 ступені 6,9 7,5 7,6 1
Номінальна напруга обмотки ВН 115 кВ
6,3 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,58 10,5 11,72
10 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,49 10,5 11,73
16 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,09 10,5 11,05
25 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,44 10,5 11,34
40 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,35 10,5 11,02
63 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,05 10,5 10,66
80 ± 16 %; ± 9 ступенів 10,44 10,5 10,91
- номінальна активна потужність Рном , кВт (таблиця до-
датка М);
- номінальний ККД ЦномАД, в.о (таблиця додатка М);
- номінальний коефіцієнт потужності соз(рномАД (таблиця
додатка М);
- кратність пускового струму електродвигуна при номіналь-
ній напрузі І = в.о (таблиця додатка М).
* п(ном) Т
ном
Вихідні дані високовольтних СД:
- тип (таблиця В.6);
- номінальна напруга ^номСД, кВ (таблиця В.6);
- кількість двигунів ТУ, шт. (таблиця В.6);
- номінальна активна потужність Рном , кВт (таблиця до-
датка Н);
- номінальний ККД тіномСд, в.о (таблиця додатка Н);
- подовжній надперехідний індуктивний опір при номіна-
льних умовах роботи машини X , в.о (таблиця додатка Н);
* гі(ном)
80
- номінальний коефіцієнт потужності со5(рномСД = 0,9 (при-
мітка до таблиці додатка Н).
, Вихідні дані навантаження:
| - повне узагальнене навантаження £нв, МВА (береться без
навантаження високовольтних ЕД);
1 - надперехідна електрорушійна сила (ЕРС) навантаження
у відносних одиницях Е = 0,85;
* нв
- надперехідний індуктивний опір навантаження у відно-
сних одиницях х = 0,35.
* нв
ЕРС та опір навантаження приведені до потужності наван-
таження і до середньої номінальної напруги ступеня, на якому
воно приєднано.
Після запису всіх вихідних даних проводиться безпосере-
дньо розрахунок струмів КЗ у чотири етапи.
1 етап. Розрахунок параметрів елементів схеми замі-
щення.
1) Визначається величина номінальної напруги обмотки
ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі на край-
ньому^відгалуженні регульованої обмотки “-РО”
^ном.ВН = (1 “ Д^рпн)^ном.ВН> КВ, (7.1)
АТТ АС7РПН(%)
де АII = ——- - відносна максимальна величина ді-
* рпн ЮО
апазону РПН в один із боків від середнього відгалуження регу-
льованої обмотки.
2) 3 урахуванням того що за основний ступінь прийнятий
ступінь 2, коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП у
максимальному режимі визначається як
к.
^ном.НН
V
-РО
ном.ВН
(7.2)
3) ЕРС та опір системи визначаються за формулами
®С(Ф)
_ ТТ 17*
с.макс^т *
кВ,
(7.3)
81
^с.макс
Ом.
к.с.маке(О)
(7.4)
4) Індуктивний опір трансформатора розраховується так:
и'р0172 „„
—к ном.НН
100 • 8,
> Ом.
(7.5)
5) Параметри кабелю для схеми заміщення (рисунок 7.2)
визначаються за формулами
Хк = хо1, Ом, (7.6)
Хм=^.0м. (7.7)
6) При розрахунках струмів КЗ для максимального режи-
му вважають, що в попередньому до КЗ режимі СД (АД) працю-
ють з номінальною напругою, номінальним струмом і номіналь-
ним коефіцієнтом потужності. Ці параметри подаються у відно-
сних одиницях 17 = 1, І =1, СО8ф0 = СО8ф .
* 0(ном) * * 0(ном)
ЕРС СД для попереднього номінального режиму їх роботи
та опір розраховуються як
Е = 1(17 со8(р0)2+(С7 8Іпф0+7 X" )2, (7.8)
* СДО(ном) у * 0(ном) * 0(ном) *0(ном) * (Дном)
£СД(Ф) - ЯСД0(ном) ^ном.сд • . кВ,
-ХсД.е
тг" ^ном.СД СО8 фном.СД"Пном.СД
* гі(ном) Р „ . 1СГ3 ’
ном.СД
(7.9)
(7.10)
7) ЕРС АД для попереднього номінального режиму їх ро-
боти та опір розраховуються так:
Е = 1(17 со8<р0)2+(17 8іп<ро-1 X )2, (7.11)
* АДО(ном) у * 0(ном) * 0(ном) * 0(ном) * АД(ном)
82
1
ДЄ X
* АД(ном)
* п(ном)
в.о;
(7.12)
•Еад(ф)
= Е ^номад кВ;
* АДО(ном) ном АД
(7.13)
АД.е
* АД(ном)
^ном.АД СО5 фном.АдЛном.АД 0^
^р-РномАД ІО"3
(7.14)
8) Параметри узагальненого навантаження розраховують-
ся за формулами
•®нв(ф)
п
ном.сер Г~ > кВ.
Л/ о
нв *
* нв
иг
ном.сер
—5—* Ом.
^нв
(7.15)
(7.16)
де С7ном сер - середня номінальна напруга ступеня (у курсо-
вій роботі це напруги 6,3 або 10,5 кВ).
Усі розрахункові значення ЕРС та опорів слід нанести на
схему заміщення (рисунок 7.2).
2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементар-
ного вигляду відносно точки короткого замикання К1.
На рисунку 7.3 наведено перетворену схему заміщення від-
повідно до вихідної схеми заміщення (рисунок 7.2).
Рисунок 7.3 - Перетворена схема заміщення
83
Параметри для перетвореної схеми заміщення (рисунок 7.3)
визначаються як
Хе1 = ХС + ХТ, Ом, (7.17)
Хе.2 = ^СД(АД).е + ^к.е’ ОМ- (7.18)
З етап. Визначення діючого значення періодичної скла-
дової струму трифазного КЗ у початковий момент (почат-
кового надперехідного струму) у точці К1.
Для визначення цього струму на шинах ГПП 6(10) кВ не-
обхідно знайти його складові від системи, високовольтних дви-
гунів (СД або АД) і узагальненого навантаження за формулою
4(0) = 41(0) = 4.с(0) + 4д(АД)(0) + 4в(0) =
Дс(ф) + ^СД(АД)(ф) + ^нв(ф) к д
41 *е2 Кв ’
(7.19)
4 етап. Визначення ударного струму в точці К1.
Для визначення ударного струму необхідно також знайти
його складові від системи, високовольтних ЕД (СД або АД) і
узагальненого навантаження, для чого визначаються ударні
коефіцієнти від системи, ЕД і узагальненого навантаження. У
приблизних розрахунках можна прийняти ударний коефіцієнт:
на шинах 6(10) кВ ГПП Кус = 1,8-1,85 при потужності трансфор-
маторів 16 МВА та менше; для СД потужністю 1,6 МВт ударний
коефіцієнт КуСД = 1,8, потужністю 2 МВт та більше
7£уС д = 49; Для АД ударний коефіцієнт КуАД = 1,6; для узагаль-
неного навантаження ударний коефіцієнт Кунв = 1,0.
У дарний струм у точці К1 визначається так:
Іу = л/З (#у СІК с(0) + ^у.СД(АД)4д(АД)(0) + ^у.нв4в(0)) > КА. (7.20)
Приклад 7.1. Розрахувати струми трифазного короткого
замикання (діюче значення періодичної складової у початковий
момент і ударний струм) на шинах НН ГПП для максимального
режиму (розрахункову схему наведено на рисунку 7.4).
Вихідні дані системи:
- напруга в максимальному режимі 17смакс = 102 кВ;
84
Рисунок 7.4 - Розрахункова схема для максимального режиму
- величина початкового струму трифазного КЗ від систе-
ми на боці ВН трансформатора ГПП у максимальному режимі
Се.маке = 20 КА.
Вихідні дані трансформаторів ГПП:
- два трансформатори ТМН-4000/110;
- номінальна потужність трансформаторів 5ном т = 4 МВА;
- номінальна напруга регульованої обмотки ВН на серед-
ньому відгалуженні {7яомВН = 115кВ;
- номінальна напруга обмотки НН II = 6,6 кВ;
НОМ.Г1М
85
- діапазон РПН Д17рПН = =^16 %;
- напруга КЗ для крайнього відгалуження “-РО” и~ро =
= 10,58%.
Вихідні дані кабелів, що відходять від шин ГПП до РП:
- середній індуктивний питомий опір х0 = 0,08 Ом/км;
- довжина кабелю І = 0,195 км.
Вихідні дані високовольтних АД:
- тип АНЗ-2-17-31-16УЗ;
- номінальна напруга II АП = 6 кВ;
- кількість двигунів N = 6 шт.;
- номінальна активна потужність РномАД = 500 кВт;
- номінальний ККД йномАД = 0,933 в.о;
- номінальний коефіцієнт потужності созфномАД = 0,758;
- кратність пускового струму електродвигуна при номіна-
льній напрузі І = —= 5 в.о.
* п(ном) І
ном
Вихідні дані навантаження:
- повне узагальнене навантаження 5нв = 8,1 МВА (без на-
вантаження високовольтних ЕД);
- надперехідна електрорушійна сила (ЕРС) навантаження
у відносних одиницях Е = 0,85 ;
- надперехідний індуктивний опір навантаження у відно-
сних одиницях х = 0,35 .
* нв
ЕРС та опір навантаження приведені до потужності наван-
таження і до середньої номінальної напруги ступеня, на якому
воно приєднано.
Розв’язання. За основний ступінь приймається ступінь
2. Розрахунок проводиться в іменованих одиницях при точ-
ному зведенні. Схему заміщення для максимального режиму,
яка відповідає розрахунковій схемі рисунка 7.4, наведено на
рисунку 7.5.
1 етап. Розрахунок параметрів елементів схеми замі-
щення.
1) За формулою (7.1) визначається величина номіналь-
ної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному
режимі при роботі на крайньому відгалуженні регульованої
обмотки “-РО”
^вн = (1 - 0,16) 115 = 96,6 кВ.
86
Рисунок 7.5 - Схема заміщення для максимального режиму
2) За формулою (7.2) коефіцієнт трансформації трансфор-
матора ГПП у максимальному режимі визначається як
6,6
96,6
= 0,07.
3) За формулами (7.3) та (7.4) ЕРС та опір системи визна-
чаються так:
1 7.14
Ес(ф) = 102 -0,07-т=- = -А=- кВ;
У О у о
і^-0,072 = 0,02 ом
ЇЇ-20
4) За формулою (7.5) індуктивний опір трансформатора
10,58 • 6,б2
100-4
Ом.
5) Параметри кабелю для схеми заміщення (рисунок 7.5)
визначаються за формулами (7.6) та (7.7)
Хк = 0,08 • 0,195 = 0,02 Ом;
^к.е = —^— = 0,01 Ом.
87
6) За формулами (7.11), (7.13) та (7.14) ЕРС АД для по-
переднього номінального режиму їх роботи та опір розрахо-
вуються як
е" = .1(1 0,758)2 + (1 • 0,65 -1 -)2 = 0,88;
* АДО(ном) у 5
р- -ПЯЯ р 1 -5’28
^АД(ф) - • 6 І~ - г- кВ;
“V О УІО
... б2 0,758 0,933
АЛе ~ 0,2 О “ 2,0 о Ом.
АДе 4-500 10'3 *
7) Параметри узагальненого навантаження розраховують-
ся за формулами (7.15) та (7.16) так:
1 5 35
<^=0,85-6,3-= = -^- кВ;
УІ О УІ о
6 3^
Х„= 0,35 -^— = 1,7 Ом.
0,1
Усі розрахункові значення ЕРС та опорів наносяться на
схему заміщення (рисунок 7.5).
2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементар-
ного вигляду відносно точки короткого замикання К1.
На рисунку 7.6 наведено перетворену схему заміщення від-
повідно до вихідної схеми заміщення (рисунок 7.5).
Параметри для перетвореної схеми заміщення (рисунок .7.6)
визначаються за формулами (7.17) та (7.18)
ХеЛ = 0,02 + 1,2 = 1,22 Ом,
Хе2 = 2,55 + 0,01 = 2,56 Ом.
З етап. Визначення діючого значення періодичної скла-
дової струму трифазного КЗ у початковий момент (почат-
кового надперехідного струму) у точці К1.
88
Рисунок 7.6 - Перетворена схема заміщення
Для визначення цього струму на шинах ГПП 6 кВ необ-
хідно знайти його складові від системи, високовольтних АД і
узагальненого навантаження за формулою (7.19) як
•• _ 7,14 5,28 5,35
п(0) = к1(0) = ТГйїї + Д^56+ 7ГЇУ =
= 3,38 + 1,19 + 1,82 = 6,39 кА.
4 етап. Визначення ударного струму в точці К1.
Приймається ударний коефіцієнт на шинах 6 кВ ГПП
Кус = 1,8, для АД - ударний коефіцієнт Ку = 1,6; для узагаль-
неного навантаження - ударний коефіцієнт Кунв = 1,0.
Ударний струм у точці К1 визначається за формулою
(7.20) так:
іу = 72(1,8 • 3,38 +1,6 • 1,19 + 1 • 1,82) = 13,82 кА.
Контрольні запитання
1 Для чого потрібний розрахунок струмів КЗ?
2 Що повинно відображатися на розрахунковій схемі для розра-
хунку струмів КЗ?
З Яка особливість розрахункової схеми для максимального режи-
му при визначенні струмів КЗ на шинах НН двотрансформатор-
ної ГПП?
89
4 Наведіть етапи алгоритму для розрахунку струмів КЗ для мак-
симального режиму.
5 Як визначається діюче значення періодичної складової струму
трифазного КЗ у початковий момент на шинах НН ГПП з ураху-
ванням високовольтних ЕД і узагальненого навантаження?
6 Як визначається ударний струм на шинах НН ГПП з урахуван-
ням високовольтних ЕД і узагальненого навантаження?
90
8 ВИБІР ПЕРЕРІЗУ ПРОВІДНИКІВ
І ЕЛЕКТРИЧНИХ АПАРАТІВ В ЕЛЕКТРИЧНІЙ
МЕРЕЖІ НАПРУГОЮ 6-10 КВ
8.1 Вибір перерізу провідників в електричній мережі
напругою 6-10 кВ
Вибір перерізу провідників (жорсткі та гнучкі шини, ка-
бельні лінії, ізольовані та неізольовані проводи) передбачає
[2-5, 10]:
1) вибір перерізу за нормальним режимом навантаження;
2) перевірку вибраного перерізу за максимальним режи-
мом навантаження (форсований режим);
3) перевірку вибраного перерізу на стійкість при аварійно-
му режимі;
4) перевірку за умовами відсутності втрат енергії за умова-
ми корони;
5) перевірку за умовами механічної стійкості проводів по-
вітряних ЛЕП відповідно до кліматичних умов місцевості, якщо
в СЕП промислового підприємства застосовують повітряні ЛЕП,
що може мати місце при дуже великій території підприємства.
Таким чином, величини перерізу повинні бути обрані так,
щоб забезпечити для електричної мережі:
а) у нормальному режимі - задану пропускну здатність,
допустимі для цього режиму відхилення напруги, економічність;
б) у форсованому режимі - необхідну пропускну здатність,
допустимі для цього режиму відхилення напруги;
в) в аварійному режимі - електробезпечність, непошкоджу-
ваність (“живучість”).
У курсовій роботі для системи внутрішньозаводського еле-
ктропостачання машинобудівного заводу рекомендується засто-
совувати кабелі. Вибір перерізу кабелів напругою 6 або 10 кВ
(залежно від варіанта курсової роботи, таблиця В.8), які з’єдну-
ють трансформатори цехових ТП з шинами ГПП, РП або між
собою при магістральній схемі, здійснюється за трьома перши-
ми умовами.
За умовами корони, а також механічної міцності жил ка-
белі не перевіряються, бо мінімальний переріз алюмінієвої жили
для кабелів становить 2,5 мм2, мідної - 1,5 мм2.
91
8.1.1 Вибір перерізу провідників за нормальним режимом
Нормальний режим — це такий режим роботи, за якого
всі елементи СЕП та електротехнічних установок знаходяться в
роботі, а параметри їх режиму не виходять за межі номіналь-
них значень. Нормальний режим роботи кожної електроустанов-
ки (генератор, трансформатор, лінія електропередачі тощо) ха-
рактеризується струмом нормального режиму Інорм. Граничним
характерним випадком нормального режиму є номінальний ре-
жим (І ).
Провідники будь-якого призначення мають задовольняти
вимогам тривалого їх нагрівання струмами як нормального, так
і максимального режимів роботи. Крім того, вартість провідни-
ка і втрат електроенергії в ньому повинні бути мінімальними. У
зв’язку з цим переріз провідників напругою понад 1 кВ вибира-
ють за економічно вигідною густиною струму «7ек для наванта-
ження нормального режиму.
Економічно вигідний переріз провідників визначають за
формулою
5ек=^-, мм2, (8-і)
де 1норм - струм нормального режиму, А;
е7ек - нормоване значення економічно вигідної густини стру-
му, А/мм2, яке вибирають з таблиці 1.3.36 ПУЗ чи з таблиці
додатка П.
Розрахунковий економічно вигідний переріз £ек, який ви-
значено за формулою (8.1), заокруглюється до найближчого біль-
шого або меншого стандартного перерізу &ст, мм2.
При виборі перерізу кабелю, що живить однотранс-
форматорну цехову ПС (наприклад, ТП1 або ТПЗ на рисунку
6.2) чи трансформатор двотрансформаторної цехової ПС (напри-
клад, ТП2 на рисунку 6.2) за радіальною схемою з трансформа-
торами напругою 6-10/0,4 кВ, за струм нормального режиму
приймається номінальний первинний струм трансформатора,
який визначається за паспортними даними трансформатора з
відповідного каталогу чи з таблиці додатка Ж. Номінальний
первинний струм трансформатора визначають як
92
(8.2)
де 5ном т - номінальна потужність трансформатора, кВА;
^номт 1 номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.
При магістральній схемі живлення цехових ТП, залежно
від їх кількості, по кабелях магістралі протікають різні струми:
по першому кабелю головної ділянки протікає сума всіх номі-
нальних струмів трансформаторів, приєднаних до магістралі;
по другому - сума номінальних струмів трансформаторів без
номінального струму першого трансформатора і т.д.
При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтний
ЕД (дивися рисунок 6.2), визначається номінальний струм ЕД
за формулою
/ноМ.д = -7=----> А, (8.3)
<3 ^ном СО8Фном.дПном.д
де Рном - номінальна активна потужність ЕД (таблиця В.6),
кВт;
П ом - номінальна напруга електричної мережі (таблиця
В.8), кВ?
созфном д“ номінальний коефіцієнт потужності ЕД (додаток
М для АД та примітка додатка Н для СД), в.о;
т|нОМ д “ номінальний ККД ЕД (додаток М для АД і додаток
Н для СД), в.о.
При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтні КУ,
визначається номінальний струм КУ за формулою
_ ^ном.КУ
ном’ку ~ 7з и
(8.4)
де ФномКУ ~ номінальна реактивна потужність КУ, квар.
Навантаження, що приєднують до шин РП (рисунок
6.2), розподіляють по секціях РП рівномірно, але не зав-
жди це вдається. Тоді визначають розрахунковий струм
кожної секції як
93
_ ^р.ВІ
РВ1" л/з ц
Ч ном
— *^РВ2
" >/ЗС7вом’
(8.5)
(8.6)
де ^рві’ ^рВ2 “ розрахункова повне навантаження відповід-
но 1 та 2-ї секцій РП, кВА;
П ом “ номінальна напруга на шинах РП, кВ.
8.1.2 Перевірка перерізу провідників за максимальним режимом
Режим максимального навантаження провідників може
призвести не тільки до їх перегрівання з порушенням ізоляції,
але й до розплавлення жил. Тому переріз провідника, вибраний
за економічною густиною струму, перевіряють на нагрівання за
величиною струму його максимального навантаження. Для цього
допустимий для даного провідника струм з урахуванням відхи-
лення параметрів навколишнього середовища від стандартних
умов 1Д0П та коефіцієнтів допустимого перевантаження Кпер (на-
водяться в таблицях 1.3.1 та 1.3.2 ПУЗ) порівнюють зі струмом
його форсованого режиму (/ф) з урахуванням коефіцієнта резер-
вування Крез
^перЛоп - Ар = -^резАюрм’ А- (8.7)
У курсовій роботі приймається коефіцієнт допустимого пе-
ревантаження Кпер = 1, бо у вихідних даних не заданий коефіці-
єнт попереднього навантаження.
При визначенні допустимого тривалого струму для кабе-
лів необхідно враховувати відхилення параметрів навколиш-
нього середовища від стандартних умов (якщо вони мають до-
вготривалий характер) за допомогою поправкових коефіцієн-
тів К та К
пр сер
Гдоп = КпрКсер/доп, А, (8.8)
де Кпр - поправковий коефіцієнт на кількість кабелів, що
лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЗ або таблиця додат-
ка Р);
94
Ксер - поправковий коефіцієнт на температуру навколиш-
нього середовища, якщо вона відрізняється від стандартної (таб-
лиця 1.3.3 ПУЗ);
Лоп “ допустимий тривалий струм провідника стандартно-
го перерізу для стандартних умов (для однієї окремої лінії; стан-
дартних температур для землі та води +15 °С і +25 °С для повіт-
ря) залежно від матеріалу жил, їхньої ізоляції та способу про-
кладання, А (таблиці ПУЗ або таблиця додатка С).
Поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього
середовища можна також обчислити за формулою
Т -Т
> (8.9)
У 1 ж.н 1 сер.н
де Тжн і Тсерн - відповідно нормована тривало допустима
температура жили та нормована температура середовища;
Тсер - фактична температура середовища (у курсовій ро-
боті при прокладці кабелів у землі чи на повітрі задається керів-
ником).
Гранично допустима температура нагрівання провідників
залежить від їх конструкції та режиму (таблиця 8.1).
Якщо по провіднику, який перебуває в середовищі (повіт-
ря, земля, вода) при нормованій температурі, тривало протікає
струм, що дорівнює допустимому для даного перерізу, то темпе-
ратура жил такого провідника дорівнює зазначеній у стовпчи-
ку 2 таблиці 8.1. При такій незмінній за величиною темпера-
турі строк служби ізоляції провідника становить близько 20-25
років, на який і розрахований провідник.
Таким чином, з таблиці 8.1 для кабелів з паперовою про-
соченою маслоканіфольною та нестікаючою масами ізоляцією
(ААБ, АСБ, ААШв та ін.) нормована тривало допустима темпе-
ратура жили Тж н = +65 °С (при напрузі 6 кВ) і Тж н = +60 °С (при
напрузі 10 кВ).
На території підприємства кабелі прокладають у кабель-
них спорудах або (при невеликій їх кількості) так [3, 7]:
1) на зовнішніх неспалених стінах цехів та споруд;
2) безпосередньо в землі (у траншеях);
3) на тросі чи шляхом застосування тросових кабелів;
4) на естакадах та інших конструкціях.
95
Таблиця 8.1 - Допустимі температури провідників у нормальному,
форсованому та аварійному режимах
Вид провідника Допустима температура жили Тжлі, °С
тривала за нормами короткотривала при пере- вантаженнях гранична при коротких замиканнях
Кабелі з паперовою просоченою ізоляцією: до 1 кВ 80 125 200
6 кВ 65 100 200
10 кВ 60 90 200
Кабелі і проводи з ізоляцією: гумовою звичайною 55 100 150
гумовою теплостійкою 65 110 150
полівінілхлоридною 70 90 150
поліетиленовою 70 80 120
Примітка. Зазначені в таблиці температури справедливі за та-
ких нормованих температур навколишнього середовища: для землі
або води Тсерн = +15 °С, для повітря Тсерн = +25 °С.
У курсовій роботі рекомендовано прокладати кабелі в землі
(у траншеях). Прокладку в траншеях (від одного до шести кабе-
лів) застосовують на неасфальтованих територіях у випадку малої
ймовірності пошкодження кабелів землерийними механізмами,
зсувом ґрунту, корозією.
Перевагами траншейної прокладки вважають малу вартість
ліній, хороші умови охолодження кабелю, малу ймовірність
поширення аварії одного кабелю на сусідні паралельні кабелі.
Недоліками цього виду прокладки є менша надійність, не-
зручність оглядів і значно більший обсяг робіт при ремонтах та
заміні, унаслідок чого сумарні витрати за час експлуатації лінії
можуть виявитися більшими, ніж у випадках інших видів про-
кладки.
Для кабелів, прокладених у землі, нормована температура
середовища Тсерн = +15 °С, а на повітрі - Тсерн = +25 °С.
Для двотрансформаторних ПС приймається К ез = 1,4, а
для однотрансформаторних ПС з резервуванням кабелями при
напрузі 0,4 кВ К = 1,3, без резервування - коефіцієнт систе-
матичного перевантаження (якщо є дані) або Крез = 1,0.
96
Для ЕД та КУ приймається #рез =1,0 (/ф = Інорм), а для РП
Іф ~ ^р.РПЕ •
Якщо умова за формулою (8.7) не виконується, то необ-
хідно прийняти нове значення найближчого більшого стандарт-
ного перерізу кабелю, щоб вона виконувалась.
8.1.3 Перевірка перерізу провідників на термічну стійкість
Увага! При напрузі понад 1 кВ перевірці на термічну стій-
кість при КЗ підлягають усі провідники, крім тих, що захища-
ються високовольтними запобіжниками.
Критерієм термічної стійкості провідників є кінцева тем-
пература їх нагрівання при проходженні по них струму КЗ, яка
не повинна перевищувати короткотривалої допустимої нормо-
ваної температури.
Для спрощення розрахунків термічна здатність може бути
оцінена найменшим перерізом провідника (мм2), термостійким
до струмів КЗ
де Вк - тепловий імпульс струму КЗ, А2с;
Ік = 7п о - початкове значення періодичної складової стру-
му трифазного КЗ, А;
і - дійсний час вимикання КЗ, с;
С - температурний коефіцієнт, який враховує обмеження
допустимої температури провідника (наводиться в довідкових
таблицях та в таблиці додатка Т), Ас1/2 /мм2.
Величина дійсного часу вимикання КЗ визначається так:
і = і + і +Т,с, (8.11)
зах вимик.в а7 7 4 '
де ізах - час дії основного РЗ, с;
і - час вимикання вимикача (можна прийняти
вимик.в 4 ґ
і = 0,05 с);
вимик.в 7 ' 7
Та - стала часу аперіодичної складової струму КЗ
(Та = 0,°05 с).
97
Величина початкового значення періодичної складової стру-
му трифазного КЗ на шинах НН ГПП Ік1(0) розрахована в роз-
ділі 7. Якщо ТП живиться від РП, то необхідно визначити вели-
чину початкового значення періодичної складової струму три-
фазного КЗ на шинах РП.
На лініях, що відходять від шин ГПП чи РП, установлю-
ється двоступеневий струмовий захист, який складається з мак-
симального струмового захисту (МСЗ) та струмової відсічки (СВ).
Для радіальних схем живлення ТП без апаратів на вводі
до трансформатора (глухий ввід) при коротких лініях, що хара-
ктерно для промислових підприємств, основним захистом є СВ.
Струм спрацювання СВ вибирається за умови відстроювання від
струму КЗ на боці НН трансформатора, при цьому зона дії охо-
плює всю лінію та частину обмотки трансформатора. Час дії СВ
можна прийняти ісв = 0,1 с. Тоді дійсний час вимикання КЗ
дорівнює
і = 0,1 + 0,05 + 0,05 = 0,2 с.
Для магістральних схем живлення ТП основним захистом
є МСЗ.
Для двоступеневої радіальної схеми при магістральному
живленні ТП від шин РП (другий ступінь) час дії МСЗ можна
прийняти *мсз2 = 0,5 с. Тоді
і = 0,5 + 0,05 + 0,05 = 0,6 с.
Для одноступеневої схеми при магістральному живленні
ТП від шин ГПП можна прийняти цей же дійсний час вимикан-
ня КЗ (і = 0,6 с).
Для двоступеневої радіальної схеми при магістральному
живленні ТП від шин ГПП (перший ступінь) дійсний час вими-
кання КЗ з урахуванням часу дії МСЗ Імсз2 = 0,5 с і ступеня
часу Аі = 0,3 с можна прийняти
і = 0,5 4- 0,3 + 0,05 + 0,05 = 0,9 с.
Після розрахунку за формулою (8.10) при виконанні умо-
ви £ст > <8МІН залишається стандартний переріз кабелю. Якщо в
результаті розрахунку 5ст < <8МІН, то необхідно за умовою терміч-
ної стійкості в режимі КЗ прийняти нове найближче більше
значення стандартного перерізу кабелю, щоб виконувалась умо-
ва 5СТ > £мін • Остаточно записується марка кабелю, напруга,
кількість жил і переріз жили, наприклад ААБ-10(3 х 50).
98
У курсовій роботі потрібно також вибрати і перевірити пе-
реріз кабелів на ПК за допомогою програми УІРбКЬ, яку розроб-
лено мовою Уізиаі Вавіс 6. Ця програма зручна і проста у викори-
станні та розрахована на роботу навіть непрофесійного користу-
вача. При неправильному введенні вихідних даних не потрібно
переривати програму, бо є можливість їх виправлення.
Блок-схему алгоритму програми наведено на рисунку 8.1.
Розрахунковими формулами є (8.2)-(8.6) та формули в блок-
схемі.
Вихідні дані для введення в програму такі:
1) дані для вибору економічної густини струму <1^, А/мм2:
- номінальна напруга кабелю (7ном, кВ; /
- кількість годин використання максимуму навантажен-
ня за рік Т , год;
г макс’
- матеріал жили;
- тип ізоляції;
2) дані для розрахунку струму нормального режиму І , А:
- для ТП - номінальна потужність трансформатора §ном т,
кВА;
- для ЕД - номінальна активна потужність Рном , кВт; номі-
нальний коефіцієнт потужності совфномд, в.о; номінальний ККД
ті , в.о;
•ном.д’ ’
- для КУ - номінальна реактивна потужність фном ку, квар;
- для РП - розрахункове активне Р , кВт та реактивне
фрВ., квар навантаження і-ї секції;
3) дані для розрахунку струму форсованого режиму Іф, А:
- для ТП - коефіцієнт резервування К , в.о;
- для РП - сумарне розрахункові активне РрРП, кВт та
реактивне фрРП, квар навантаження;
4) дані для урахування умов прокладання кабелів при ви-
значенні допустимого струму 7доп, А:
- кількість прокладених поруч кабелів у землі п, шт.;
- відстань між кабелями /, мм;
- середовище прокладання;
- фактична температура середовища Тсер, °С;
- коефіцієнти допустимого перевантаження кабелю
К , в.о;
пер’ ’
99
Рисунок 8.1- Блок-схема алгоритму програми УІРЗКЬ
100
5) дані для розрахунку мінімального перерізу за терміч-
ною стійкістю 8 . , мм2:
мін’
- початкове значення періодичної складової струму три-
фазного КЗ Іп о, кА;
- дійсний час вимикання КЗ і, с.
Увага! За умовчанням приймається:
1) !7ном = 10 кВ;
2) ^макс “ від 3000 д° 5000 Г°Д’
3) матеріал жили - алюміній;
4) тип ізоляції - паперова просочена; /
5)К =1;
' рез ’
6) п = 1 шт.;
7) І = 100 мм;
8) середовище прокладання - земля;
9) Т =15 °С;
10) К =1.
Введення вихідних даних здійснюється в діалоговому вікні,
що автоматично з’являється після заставки. З клавіатури вво-
дяться:
1) дані для розрахунку Іворм, Іф;
2) Т ,К ,1 ,і.
Інші дані вибираються за допомогою перемикачів, керу-
вання якими здійснюється клавішами < Т > < > або за допо-
могою миші (треба навести на потрібний перемикач і натиснути
праву кнопку миші).
Запуск розрахунку виконується при виборі з вікна коман-
дного меню, розташованого у верхньому рядку екрану, коман-
ди “Розрахунок”.
Переглянути результати розрахунку користувач може в
режимі роботи програми у вікні “Результати розрахунків” (у
вигляді таблиці), яке розташоване під вікном введення даних.
В останньому стовпчику таблиці видається остаточний переріз
кабелю.
Приклад 8.1. Вибрати переріз кабелів напругою 6 кВ, що
живлять від шин ГПП за схемою подвійних магістралей дві це-
хові комплектні двотрансформаторні підстанції: ТП1 з трансфор-
маторами номінальною потужністю 630 кВА кожний і ТП2 з
трансформаторами, номінальною потужністю 1000 кВА кожний
(рисунок 8.2). На ГПП установлені комірки типу КРП.
101
ГПП
Рисунок 8.2 - Магістральна схема живлення двотрансформаторних
підстанцій ТП1 і ТП2
102
Прийняти марку кабелю ААШв, кількість годин викорис-
тання максимуму навантаження за рік Тмакс = 2500 год/рік,
прокладку кабелів передбачити в одній траншеї при відстані
між ними 300 мм та температурі ґрунту +15 °С, допустиму крат-
ність перевантаження кабелю в післяаварійному режимі
Кпер = 1, початкове значення періодичної складової струму три-
фазного КЗ у максимальному режимі І^о = 6 кА, повний час
вимикання і = 0,6 с.
Розв’язання. У нормальному режимі роботи трансформа-
тори цехових двотрансформаторних підстанцій ТП1 і ТП2 пра-
цюють роздільно.
За формулою (8.2) визначаються номінальні первинні стру-
ми трансформаторів ТП1 і ТП2
Т 630 АПА
4ом.ТП1 = —г- - = 60>6 А,
д/3 • 6
Ляом.ТП2
1000
= 96,2 А
Трансформатори цехових двотрансформаторних ПС мають
однакову потужність, тому достатньо розрахувати переріз для
однієї магістралі.
Для кабелів із паперовою ізоляцією з алюмінієвими жила-
ми при Тмакс = 2500 год/рік з додатка П економічна густина
струму <Іек =1,6 А/мм2.
За формулою (8.1) економічно вигідний переріз кабелів:
а) на ділянці від шин ГПП до трансформатора ТП1
С _ ^ном.ТПІ Діом.ТП2
°ек.1.1 ~ т ,
_ 60,6 + 96,2
^ек.1.1 “ 7^ ~ мм2,
1,6
5ст.і.і = 95 мм2;
б) на ділянці від трансформатора ТП1 до трансформатора
ТП2
о _ 1 НОМ.ТП2
°ек.1.2 ~ т
** ек
103
5ек , 2 = — = 60,1 ММ2
1,6 ’
5ст.1.2 = 70 ММ2-
Переріз провідників, вибраний за економічною густиною
струму, перевіряють у форсованому режимі.
У вихідних даних коефіцієнт допустимого перевантажен-
ня кабелю К = 1.
пер
З додатка Р при відстані між двома працюючими кабеля-
ми 300 мм, що лежать поруч у землі (в траншеї), поправковий
коефіцієнт Кпр = 0,93.
З таблиці 8.1 для кабелів марки ААШв напругою 6 кВ
нормована тривало допустима температура Тжн = 65 °С, а для
кабелів, прокладених у землі, нормована температура середови-
ща Тсерн = 15 °С, тому поправковий коефіцієнт на температуру
навколишнього середовища Ксер = 1.
З додатка С для трижильних кабелів марки ААШв напру-
гою 6 кВ і перерізом жили 95 мм2 допустимий тривалий струм
1доп = 225 А, а для перерізу жили 70 мм2 - 190 А.
При аварії на ділянках магістралі під дією РЗ вимикаєть-
ся вимикач. Усі трансформатори пошкодженої магістралі зали-
шаються без живлення. Пристрої АВР вмикають секційні авто-
мати. Трансформатори ТП з системою охолодження М, що за-
лишилися в роботі, допускають тривале допустиме аварійне пе-
ревантаження на 40 % на період не більше п’яти діб тривалістю
не більше 6 год за добу за умови, що навантаження в доаварій-
ному режимі не перевищувало 93 % номінального, тому коефі-
цієнт резервування Крез = 1,4.
За формулою (8.7) перевіряються кабелі магістралі. На ді-
лянці від шин ГПП до трансформатора ТП1
1 • 0,93 • 1 • 225 = 209,3 А < 1,4(60,6 + 96,2) = 219,5 А.
Умова не виконується. Кабель з цим перерізом жили не
може працювати в форсованому режимі без перегріву ізоляції,
тому приймається переріз жили кабелю 120 мм2 з допустимим
тривалим струмом Ідоп = 260 А. Тоді
1 • 0,93 • 1 • 260 = 241,8 А > 219,5 А.
Умова виконується. Кабель з цим перерізом жили може
працювати в форсованому режимі без перегріву ізоляції.
104
На ділянці від трансформатора ТП1 до трансформатора ТП2
1 • 0,93 • 1 • 190 = 176,7 А > 1,4 • 96,2 = 134,7 А.
Умова виконується.
Таким чином, на першій ділянці приймається переріз жили
кабелю 120 мм2, а на другій ділянці - 70 мм2.
Переріз провідників, вибраний за економічною густиною
струму, також перевіряють в аварійному режимі на термічну
стійкість.
З додатка Т для кабелів з алюмінієвими суцільними жила-
ми і паперовою ізоляцією при напрузі 6 кВ приймається темпе-
ратурний коефіцієнт С = 92 Ас1/2 /мм2.
За формулою (8.10) найменший переріз провідника
6000
Омін = -7------- ММ2.
М1Н 92
Таким чином, остаточно вибираються: на ділянці від шин
ГПП до трансформаторів ТП1 - кабелі ААШв-6(Зх120); на ді-
лянці від трансформаторів ТП1 до трансформаторів ТП2 - ка-
белі ААШв-6(Зх70).
8.2 Вибір електричних апаратів в електричній мережі
напругою 6-10 кВ
8.2.1 Особливості вибору електричних апаратів у курсовій роботі
Розподільні пристрої НН ГПП або РП складаються часті-
ше із комірок КРП і рідше із КСО. У склад комірки (камери)
входять комутаційні та захисні апарати, трансформатори стру-
му (ТС), вимірювальні прилади та ін. У курсовій роботі застосо-
вуються комірки КРП, тому спочатку слід вибирати комірку із
номенклатури даної серії.
У зв’язку з цим при виборі ЕА враховують такі фактори:
1) вибирають тільки ті ЕА, які входять до складу ймовір-
ної комірки;
2) якщо параметри ЕА комірки не задовольняють перера-
хованим нижче в підрозділі 8.2.3 умовам, то придатний ЕА слід
вибирати із номенклатури того самого типу даної комірки або
(якщо в даній серії немає ЕА з необхідними параметрами) виби-
рають іншу серію комірок;
105
3) усі ЕА силового ланцюга одної комірки мають однакову
пропускну здатність і розраховані на певну стійкість, тому в
першу чергу треба ознайомитися з характеристиками самої ко-
мірки.
8.2.2 Електричні апарати, шо підлягають вибору
У курсовій роботі вибору підлягають ЕА, які знаходяться:
- у комірках розподільного пристрою НН ГПП або РП, до
яких приєднуються кабельні лінії, що живлять ТП, РП або ви-
соковольтний ЕД;
- у шафі високовольтного вводу КТП типу ШВВ-2 з вими-
качем навантаження та високовольтним запобіжником при ма-
гістральній схемі.
При радіальній схемі живлення КТП мають шафу високо-
вольтного вводу типу ШВВ-1 (глухий ввід - без ЕА ВН).
У комірці вибирають вимикач і ТС, а для ТС нульової по-
слідовності “ тільки тип.
Параметри ЕА беруть з каталогів та довідників [6, 11].
8.2.3 Умови вибору і перевірки електричних апаратів
Вибір ЕА напругою понад 1 кВ здійснюють за такими
умовами:
1) міцності ізоляції для роботи в тривалому режимі та при
короткочасних перенапругах
V >и , (8.12)
де [7 і V - номінальна напруга ЕА і номінальна на-
пруга мережі (установки), в якій застосовується ЕА відповідно;
2) допустимого нагрівання струмами в тривалому режимі
І >Л, (8.13)
ном.е.а ф7 ' 7
де Іном е а і 7ф - номінальний струм ЕА і струм форсованого
режиму (максимальний робочий струм) відповідно;
3) відповідності навколишньому середовищу (нормальне,
пожежонебезпечне, вибухонебезпечне та ін.), виду установки
(зовнішня, внутрішня), її конструктивному виконанню (стаціо-
нарна, висувна) та ін.;
106
4) параметрів основної функціональної характеристики: для
комутаційних ЕА це струм вимикання (вмикання) при КЗ (ко-
мутаційна здатність), для ЕА захисту - номінальний струм плав-
кої вставки запобіжника чи вставка розчеплювача автомата, для
ТС - це опір навантаження вторинного ланцюга.
Перевірку ЕА здійснюють за їх стійкістю та працездатніс-
тю при наскрізних струмах КЗ. Повинні виконуватися умови,
зазначені в пунктах 5) та 6);
5) струм електродинамічної стійкості
і >і, (8.14) І
дин у’ 4 '
де іу - розрахунковий ударний струм;
6) допустимий струм термічної стійкості І* за допусти-
мий час термічної стійкості іг
І2і>12±, (8.15)
де Ік і і - розрахункові параметри струму КЗ і дійсного
часу вимикання КЗ.
Умови вибору за пунктами 1) - 3) однакові для всіх ЕА.
Особливості вибору за пунктом 4) і перевірки за пунктами 5) та
6) різних ЕА наводяться нижче.
Вимикач. Відповідно до п. 1.4.2 ПУЗ апарати, які призна-
чені для вимикання струмів КЗ і за умовами своєї роботи мо-
жуть вмикати короткозамкнений ланцюг, повинні мати здат-
ність проводити ці операції при всіх можливих струмах КЗ.
Тому перевіряють комутаційну здатність вимикача як при ви-
миканнях струмів КЗ, так і при вмиканні короткозамкненого
ланцюга.
При перевірці здатності вимикання вимикачів ВН врахо-
вують зміну періодичної та аперіодичної складових струму КЗ.
Розрахунковим часом вимикання вважають власний час вими-
кання вимикача і (знаходиться в межах 0,05-0,24 с залеж-
ВИМИК.В х 7 7
но від ЙОГО ШВИДКОДІЇ).
При вимиканні повинні виконуватись умови
4оМ.ВИМИК — 4(0 9 (8.16)
^2 /йом.вимик(1 + Рном / 4(0 + *а(0 ’ (8.17)
107
де Іном вимик - номінальний струм вимикання при нормова-
них умовах роботи;
І * ^аа) ~ відповідно діюче значення періодичної і миттє-
ве значення аперіодичної складових струму КЗ для часу і;
Рном “ номінальне значення відносного змісту аперіодичної
складової в струмі вимикання, %.
Якщо ударний коефіцієнт менше ніж 1,8, то умову (8.17)
можна не перевіряти. У курсовій роботі перевіряють здатність
вимикання тільки за однією умовою (8.16).
При вмиканні повинна виконуватись умова
Діб.ВМИК - ’ (8.18)
де 7нб вмик - найбільший гарантований струм вмикання при
найбільший напрузі та нормованих умовах.
Для вимикачів з напругою понад 1 кВ Інб вмик > Іном .
Трансформатор струму. Цей елемент силового ланцюга
зазнає такі термічні та електродинамічні впливи, що й інші
послідовно ввімкнені з ним ЕА. Тому вибір за пунктами 1) - 3)
і перевірка за пунктами 5) та 6) такі самі. Вибір за пунктом 4)
функціональних параметрів полягає в дотриманні умов роботи
в заданому класі точності
^ном ^2розр, (8.19)
де ^2ноМ * ^2Розр “ номінальне і розрахункове значення опо-
рів навантаження вторинного ланцюга відповідно.
Вимикач навантаження. Застосовується самостійно як ко-
мутаційний апарат для вмикання і вимикання струму наванта-
ження робочого режиму. У цьому випадку його вибирають за
пунктами 1) - 3) і перевіряють на стійкість при наскрізних стру-
мах КЗ за пунктами 5) та 6), а вибір комутаційної здатності за
пунктом 4) полягає у виконанні умов
^ном.вимик
вимик. розр ’
(8.20)
ЕОМ.ВМИК
вмик.розр»
(8.21)
108
де І і І - номінальні струми вимикання і вми-
ном.вимик ном.вмик
кання відповідно.
Номінальний струм вимикання звичайно не перевищує но-
мінального струму вимикача навантаження.
Запобіжник. У камерах КСО та шафах вводу ШВВ-2 вико-
ристовується запобіжник типу ПКТ. Він має струмообмежуваль-
ну дію (величина струму КЗ не досягає максимальної очікува-
ної розрахункової величини), тому на стійкість до наскрізних
струмів КЗ за пунктами 5) та 6) перевіряти його не потрібно,
але згідно з пунктом 4) перевіряється умова (8.16).
Як апарат захисту запобіжник повинен бути вибраний з
урахуванням його захисної характеристики. Таким чином,
номінальний струм плавкої вставки Іном вст при захисті трансфо-
рматорів вибирають не тільки з урахуванням форсованого ре-
жиму за умовою (8.13), але й перехідних процесів вмикання
трансформатора
ЛомвсТ^(1>5-2)іномт, (8.22)
а номінальний струм патрона
ДіОМ.П - ^ном.вст" (8.23)
Якщо зазначені вище умови виконуються і запобіжник
здатний вимкнути найменший можливий аварійний струм да-
ного ланцюга, то ланцюг захищений. У цьому випадку при на-
прузі понад 1 кВ в режимі КЗ не перевіряють на електродинаміч-
ну стійкість апарати, захищені запобіжниками із вставками на
номінальний струм до 60 А, і на термічну стійкість - апарати,
захищені плавкими запобіжниками незалежно від їх номіналь-
ного струму і типу.
Комплект вимикача навантаження із запобіжником (у
ШВВ-2 та камерах КСО) поєднує функції вимикача при кому-
тації навантаження в нормальному режимі та вимикання запо-
біжником струму КЗ.
Результати вибору ЕА подають у вигляді таблиці: у пер-
шому стовпчику записують умови вибору, у другому - розраху-
нкові дані, у третьому - каталожні дані ЕА. Для правильно
вибраного ЕА величини в третьому стовпчику не повинні бути
меншими за відповідні величини в другому. Для прикладу на-
ведена таблиця 8.2 вибору високовольтного вимикача (вихідні
дані взяті з рішення прикладів 7.1 та 8.1).
109
Таблиця 8.2 - Розрахункові і каталожні дані високовольтного вими-
кача
Умови вибору Розрахункові дані Каталожні дані вимикача ВВ/ТЕЬ- 10-12,5/630-У2-41
За номінальною напругою ном.в — ^ном.м ном.м ~ 6 кВ ном.в = 10 кВ
За номінальним струмом І НОМ.В — 1ф Іф = 219,5 А ІНОМ.В = 630 А
Вид установки, відпо- відність навколиш- ньому середовищу Установлюється в при- міщенні з нормальним середовищем У2
За здатністю вимикання ^ном.вимик ~ Ак1(0) ^кі(о) = 6,39 кА ІНОМ.ВИМИК 12,5 кА
За динамічною стійкістю ^дин — ^у.кі Гу.кі = 13,82 кА Ідин = 32 кА
За термічною стійкістю №. Вк = 24,3 кА2с Іт% = 12,52 -3 = 468,7 кА2с
Умовні позначення:
В - вимикач;
В - вакуумний;
ТЕЬ - найменування серії;
10 - номінальна напруга, кВ;
12,5 - номінальний струм вимикання, кА;
630 - номінальний струм, А;
У - для роботи в районах з помірним кліматом;
2 - для роботи в приміщеннях з вільним доступом зовнішньо-
го повітря;
41 - конструктивне виконання (за каталогом заводу виробника).
Такі вакуумні вимикачі (дивися додаток У) виготовляють-
ся підприємством «Таврида Злектрик Украйна» (м. Севастополь,
е-шаіі: 1е1и@іаугісІа.сот). Вони встановлюються в нових комір-
ках різного типу (КРП або КСО), а також при модернізації комі-
рок колишніх років випуску.
110
Крім того, застосовуються також такі вакуумні вимикачі:
УП-4 (виробник - АВВ, Німеччина); МХА8Т, ЗАН (виробник -
8ІЕМЕМ8, Німеччина) та ін.
В Україні виготовляє, модернізує та поставляє комірки
досиїь велика кількість електротехнічних компаній: Кремен-
чуцька електротехнічна компанія “Ампер” (е-таіі:
іп£о@атрег.ро1іауа.сот.иа); ЕЬЕСТКОСКАВ (м. Кривий Ріг,
ЕЬДУО@ЕЬЕСТКОСКАВ.НА); ВАТ “Укрелектрокомплект”
(м. Хмельницький, е-таіі: иеіко@8УІіоп1іпе.сот); Рівненсь-
кий завод високовольтної апаратури (е-таіі: ггуа@ггуа.сот.иа)
та ін.
Контрольні запитання
1 Наведіть стандартний ряд перерізу кабелів напругою 6-10 кВ.
2 Як визначити переріз кабелю напругою 6-10 кВ за умовами нор-
мального режиму?
З Як перевіряють переріз кабелю напругою 6-10 кВ за умовами
форсованого режиму роботи трансформаторів цехової ПС?
4 Як визначається мінімальний переріз провідника, термічно стій-
кого при КЗ?
5 Як приймається кінцеве рішення щодо вибору стандартного пе-
рерізу кабелю напругою 6-10 кВ?
6 Наведіть загальні умови вибору і перевірки ЕА напругою понад
1 кВ.
111
9 ЗАГАЛЬНІ ВКАЗІВКИ ДО ВИКОНАННЯ
ГРАФІЧНОЇ ЧАСТИНИ КУРСОВОЇ РОБОТИ
На аркуші № 1 наводяться: генплан підприємства з вказів-
кою розмірів цехів у мм (рекомендовані масштаби: М 1:500,
М 1:800, М 1:1000); напрямок живлення від енергосистеми; кар-
тограма навантажень цехів та вісі для визначення ЦЕН підпри-
ємства з його вказівкою на генплані; розташування ГПП, РП
(якщо такі є) та цехових ТП; траси кабельних ліній з вказівкою
марки, напруги, кількості, перерізу жил і довжини кабелів (на-
приклад, ААШв-10 (3 х 120), 140 м), що вибираються. Крім
того, на цьому аркуші повинні бути наведені: таблиця з номера-
ми та назвами цехів, необхідні умовні позначення, примітки
(якщо вони потрібні).
На аркуші № 2 наводиться схема електропостачання під-
приємства.
У систему зовнішнього електропостачання входять повіт-
ряні ЛЕП енергосистеми відповідної напруги (35 або 110 кВ), а
ПП є ГПП підприємства з відповідною схемою приєднання (від-
галужувальна або тупикова).
У системі внутрішньозаводського електропостачання від-
бувається розподіл електроенергії при напрузі 6 або 10 кВ серед
ТП окремих цехів. У курсовій роботі ДЖ для внутрішньозавод-
ського електропостачання є ГПП, а приймальними пунктами -
РП (якщо такі є), цехові ТП та окремі ЕП з номінальною напру-
гою 6 або 10 кВ (АД або СД).
Для трансформаторів ГПП потрібно вказати необхідний
РЗ. На шинах ГПП (РП) повинна бути нумерація комірок, у
тому числі комірок трансформаторів власних потреб (ТВП) ГПП.
До шин ГПП (РП) мають бути приєднані вимірювальні трансфор-
матори напруги (ТН), а до шин ГПП - ККУ, якщо вони потрібні
(дивися розрахунки підрозділу 5.3). Для комірок, від яких від-
ходять кабельні лінії до проектованого цеху, слід вказати ЕА
(вимикачі, ТС, ТС нульової послідовності) та їх типи, вимірю-
вальні прибори (амперметр, лічильники активної та реактивної
енергії), типи РЗ. Для кабельних ліній до проектованого цеху
зазначають усі параметри.
Вимикачі, що в нормальному режимі вимкнені (секційні
вимикачі, вимикачі до резервних ЕД), зачорнюються. Слід вка-
112
зати пристрої АВР на шинах ГПП, РП і на шинах НН двотранс-
форматорйих КТП.
Для цехових КТП вказуються ЕА, що знаходяться в шафі
високовольтного вводу, силові трансформатори, автомати вводу
та секційні для двотрансформаторних КТП, частково лінійні
автомати для ККУ напругою 0,4 кВ, якщо ті потрібні (дивися
розрахунки підрозділу 5.2).
Крім того, слід навести необхідні умовні позначення та
примітки.
113
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1
2
З
4
5
6
7
8
9
10
11
Правила устройства злектроустановок / Минзнерго СССР. - 6-е
изд., перераб. и доп. - М.: Знергоатомиздат, 1986. - 648 с.
Федоров А.А., Каменева В.В. Основи злектроснабжения промьіш-
ленньїх предприятий: Учеб. для вузов. - 4-е изд., перераб. и
доп. - М.: Знергоатомиздат, 1984. - 472 с.
Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Злектроснабжение промьішлен-
ньіх предприятий: Учеб. для студ. вузов по спец. “Злектропри-
вод и автоматизация промьішленньїх установок”. - 3-є изд., пе-
рераб. и доп. - М.: Вьісш. пік., 1986. - 400 с.
Дирацу В.С. и др. Злектроснабжение промьішленньїх предприя-
тий. - К.: Вища пік., 1974. - 280 с.
Федорова А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по злектроснабжению промьішлен-
ньіх предприятий: Учеб. пособие для вузов. - М.: Знергоатоми-
здат, 1987. - 368 с.
Справочник по проектированию злектроснабжения / Под ред.
Ю.Г. Барьібина и др. - М.: Знергоатомиздат, 1990. - 576 с.
Справочник по проектированию злектрических сетей и злектро-
оборудования / Под ред. Ю.Г. Барьібина и др. - М.: Знергоатом-
издат, 1991. - 464 с.
Методика розрахунків плати за перетікання реактивної елект-
роенергії між електропередавальною організацією та її спожи-
вачами. Затверджена наказом Міністерства палива та енергети-
ки 17.01.02 р. № 19.
Норми технологічного проектування підстанцій змінного стру-
му з вищою напругою 6-750 кВ (ГКД-341.004.001-94). - К.: Мін-
енерго України, 1994. - 139 с.
Сірий О.М., Шестеренко В.Є. Розрахунки при проектуванні та
реконструкції систем електропостачання промислових підпри-
ємств. - К.: ІСДО, 1993. - 592 с.
Неклепаев Б.И., Крючков И.П. Злектрическая часть злектростан-
ций и подстанций. Справочньїе материальї для курсового и дип-
ломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд.,
перераб. и доп. - М.: Знергоатомиздат, 1989. - 608 с.
114
Додатки
Додаток А
(обов'язковий)
А.1 Генеральний план підприємства для варіантів 01,11, 21, 31
21
01
Живлення від
енергосистеми
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
3. залізничні колії.
116
А.2 Генеральний план підприємства для варіантів 02,12, 22,32
І
02
Живлення від
енергосистеми
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
117
А.З Генеральний план підприємства для варіантів 03,13, 23, 33
23
03
Живлення від
енергосистеми
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
3. залізничні колії.
118
А.4 Генеральний план підприємства для варіантів 04,14, 24, 34
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
119
А.5 Генеральний план підприємства
для варіантів 05,15, 25, 35
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 номера цехів.
3. =«= залізничні колії.
120
А.6 Генеральний план підприємства
для варіантів 06,16, 26, 36
26
06
Живлення від
енергосистеми
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 номера цехів.
121
А.7 Генеральний план підприємства
для варіантів 07,17, 27, 37
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
3. =мж= залізничні колії.
122
А.8 Генеральний план підприємства
для варіантів 08,18, 28,38
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
123
А.9 Генеральний план підприємства
для варіантів 09,19, 29, 39
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
3. залізничні колії.
124
А.10 Генеральний план підприємства
для варіантів 10, 20, ЗО, 40
Примітки:
1. Усі розміри цехів подані в метрах.
2. 1-7 - номери цехів.
3. залізничні колії.
125
Додаток Б
(обов'язковий)
Зразок титульної сторінки
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Одеський національний політехнічний університет
Інститут електромеханіки та енергоменеджменту
Факультет автоматизації та електрифікації промисловості
Кафедра електропостачання
РОЗРАХУНКОВО-ПОЯСНЮВАЛЬНА
ЗАПИСКА
ДО КУРСОВОЇ РОБОТИ З ДИСЦИПЛІНИ
*'ОСНОВИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ”
Тема “Електропостачання машинобудівного заводу”
Варіант 16
Студент гр. ЕС - 021 Д.Я. Семеряк
підпис
Керівник доц. В.Г. Рудницький
підпис
”__”2006 р.
126
Додаток В
(обов'язковий)
Зразок завдання на проектування
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ОДЕСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Інститут
Факультет_____________________________________________
Кафедра
Спеціальність
Група
ЗАВДАННЯ НА ПРОЕКТУВАННЯ
студента______________________________________________
1 Тема роботи
2 Вихідні дані до роботи (узгоджуються з керівником)
З Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік
питань, що підлягають розробці)
4 Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням
обов'язкових креслень)
5 Дата видачі завдання
Керівник(підпис) .
Завдання прийняв до виконання
127
Додаток Г
(обов'язковий)
ВИХІДНІ ДАНІ
до курсової роботи з дисципліни "Основи електропостачання"
Таблиця В.1 - Склад цехів підприємства і категорія надійності їх елект-
роприймачів
№ цеху Назва цеху Категорія надійності електроприймачів
1 Механічний цех № 1 2іЗ
2 Механічний цех № 2 2іЗ
3 Механічно-складальний цех 2
4 Інструментальний цех 3
5 Цех дрібних серій 2
6 Ремонтно-механічний цех 3
7 Компресорна станція 1 і 2
Таблиця В.2 - Установлена потужність цехів
Варіант / Установлена потужність окремих цехів Руст, кВт
1 2 3 4 5 6 7
16 6500 6900 6400 5400 5600 6800 1200
Таблиця В.З - Коефіцієнти попиту цехів
Варіант Коефіцієнти попиту Кп окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
16 0,15 0,20 0,15 0,10 0,14 0,11 0,17
128
Таблиця В.4 - Коефіцієнти потужності цехів
Варіант Коефіцієнти потужності СО8ф окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
16 0,69 0,61 0,64 0,66 0,59 0,69 0,64
Таблиця В.5 - Спосіб виконання загального освітлення цехів
Варіант Спосіб виконання загального освітлення окремих цехів
1 2 3 4 5 6 7
16 1 2 3 1 2 3 1
Примітки:
1 - лампи розжарювання (созф = 1);
2 - люмінесцентні лампи низького тиску (созф = 0,95);
З - дугові ртутні лампи високого тиску (созф = 0,5).
Таблиця В.6 - Дані електродвигунів компресорної станції
Варіант ^ном> кВ р ном, кВт п, об/хв Тип Кількість шт.
16 10 1250 300 СДНЗ-2-19-34-20 4
Таблиця В. 7 - Тривалість перевантаження трансформатора головної
понижувальної підстанції в післяаварійному режимі і
відношення літнього розрахункового навантаження до
зимового
Варіант Тривалість перевантаження, год Відношення літнього розрахункового навантаження до зимового, в.о
16 1 0,85
Примітка. Температуру охолодного повітря для м. Одеси при-
йняти: зимову - 0 °С, літню - +20 °С.
129
Таблиця В.8 - Напруга джерела живлення, номінальна напруга елект-
ричної мережі внутрішньозаводського електропостачан-
ня, схема приєднання головної понижувальної під-
станції, величина початкового струму трифазного корот-
кого замикання від системи на боці високої напруги під-
станції і напруга системи в максимальному режимі,
кількість годин використання максимуму навантажен-
ня за рік
Варіант ^Лкив> кВ ^ном.м» кВ Схема приєднання Ас.с.макс ’ кА ^с.макс, кВ т л макс? год
16 35 10 Тупикова 12,5 33,5 3500
Додаток А
(довідковий)
Орієнтовні значення питомої установленої
потужності загального освітлення цехів
Назва цеху Питома потужність, Вт/м2
Механічні, ремонтно-механічні цехи 11-16
Механічно-складальні, цехи дрібних серій 12-19
Інструментальні цехи 15-16
Компресорна станція 17-18
Примітка. Для люмінесцентних джерел світла приймаються
менші, а для ламп розжарювання - більші значення питомої потуж-
ності.
130
Додаток Е
(довідковий)
Технічні дані трифазних масляних двообмоткових
трансформаторів загального призначення напругою
35-110/6,3(6,6)-11 (10,5) кВ
Тип Номіналь- на потуж- ність, кВА Поєднання напруг, кВ Втрати, кВт Напру- га КЗ, % Струм XX, %
ВН НН XX КЗ
ТМН-2500/35 2500 35 6,3; 11 5,1 24,3 6,5 1,1
ТМН-4000/35 4000 35 6,3; 11 6,7 33,5 7,5 1,0
ТМН-6300,35 6300 35 6,3; 11 9,4 46,5 7,5 0,9
ТДН-10000/35 10000 36,7 5 6,3; 10,5 14,5 65,0 8,0 0,8
ТМН-2500/110 2500 110 6,6; 11 5,0 22,0 10,5 1,5
ТМН-4000/110 4000 115 6,6; 11 7,7 28,2 10,5 1,2
ТМН-6300/110 6300 115 6,6 11 11,5 33,5 10,5 1,0
ТДН-10000/110 10000 115 6,6; 11 14,0 60,0 10,5 0,9
131
Додаток Ж
(довідковий)
Технічні дані трифазних масляних двообмоткових
трансформаторів загального призначення напругою
6-10/0,4-0,69 кВ для комплектних трансформаторних
підстанцій
Тип Номіналь- на потуж- ність, кВА Номінальна напруга, кВ Втрати, кВт Напру- га КЗ, % Струм XX, %
ВН НН XX КЗ
ТМ-100/10 100 0,33 1,97 4,5 2,6
ТМ-160/10 160 0,51 2,65 4,5 2,4
ТМЗ-250/10 250 0,74 3,7 4,5 2,3
ТМЗ-400/10 ТМЗ-630/10 400 630 6; 10 0,4; 0,69 0,95 1,31 5,5 7,6 4,5 5,5 2,1 1,8
ТМЗ-1000/10 1000 1,90 10,8 5,5 1,2
ТМЗ-1600/10 1600 2,65 16,5 6,0 1,0
ТМЗ-2500/10 2500 3,75 24,0 6,0 0,8
132
Додаток К
(довідковий)
Комплектні конденсаторні установки з номінальною
напругою 400 В ЗАТ "СІЛКОН-КВАР", м. Київ
Тип та номінал Потуж- ність, квар Ступінь регулюван- ня, квар Відпуск- на ціна, грн Габаритні розміри, мм
УКРП-0,4-25-5УЗ 25 5 5238 800x600x300
УКРП-0,4-35-5УЗ 35 5 5670 800x600x300
УКРП 0,4-45-5УЗ 45 5 5940 800x600x300
УКРП-0,4-50-10УЗ 50 10 6318 800x600x300
УКРП-0,4-55-5УЗ 55 5 6480 800x600x300
УКРП-0.4-60-10УЗ 60 10 6588 800x600x300
УКРП-0,4-70-10УЗ 70 10 7128 800x600x300
УКРП-0,4-80-10УЗ 80 10 8100 800x600x300
УКРП 0,4-90-10УЗ 90 10 9720 1200x600x300
УКРП 0,4-100-ЮУЗ 100 10 12420 1200x600x300
УКРП 0,4-105-5УЗ 105 5 12636 1200x600x300
УКРП 0,4-110-ЮУЗ 110 10 12690 1200x600x300
УКРП 0.4-120-20УЗ 120 20 12852 1200x600x300
УКРП 0,4-140-20УЗ 140 20 13392 1200x600x300
УКРП 0,4-150-ЮУЗ 150 10 14040 1800x600x450
УКРП 0,4-160-20УЗ 160 20 14364 1800x600x450
УКРП 0,4-180-20УЗ 180 20 15390 1800x600x450
УКРП 0.4-200-20УЗ 200 20 16524 1800x600x450
УКРП 0.4-220-20УЗ 220 20 17604 1800x800x450
УКРП 0,4-225-25УЗ 225 25 17796 1800x800x450
УКРП 0,4-240-20УЗ 240 20 18819 1800x800x450
УКРП 0,4-260-20УЗ 260 20 21519 1800x800x450
УКРП 0,4-300-20УЗ 300 20 23463 1800x800x450
133
Продовження додатка К
Тип та номінал Потуж- ність, квар Ступінь регулюван- ня, квар Відпуск- на ціна, грн Габаритні розміри, мм
УКРП 0,4-320-20УЗ 320 20 24435 1800x800x450
УКРП 0,4-360-40УЗ 360 40 25650 1800x1200x450
УКРП 0,4-375-25УЗ 375 25 25896 1800x1200x450
УКРП 0,4-400-40УЗ 400 40 26109 1800x1200x450
УКРП 0,4-475-25УЗ 475 25 31950 1800x1200x450
УКРП 0,4-480-40УЗ 480 40 32208 1800x1200x450
УКРП 0,4-520-40УЗ 520 40 33210 1800x1600x450
УКРП 0,4-525-25УЗ 525 25 33210 1800x1600x450
УКРП 0,4-540-60УЗ 540 60 36018 1800x1600x450
УКРП 0,4-550-50УЗ 550 50 36030 1800x1600x450
УКРП 0,4-600-50УЗ 600 50 43920 1800x1600x450
Додаток А
(довідковий)
Комплектні конденсаторні установки з номінальною
напругою 6,3 і 10,5 кВ
Тип установки ^ном, кВ Фном, квар Маса, кг Габарити, мм
УКЛ-6,3-450 УЗ 6,3 450 \ 600 2210x820x1600
УКЛ-6,3-900 УЗ 6,3 900 885 3010x820x1600
УКЛ-6,3-1350 УЗ 6,3 1350 1170 3810x820x1600
УКЛ-10,5-450 УЗ 10,5 450 600 2210x820x1600
УКЛ-10,5-900 УЗ 10,5 900 885 3010x820x1600
УКЛ-10,5-1350 УЗ 10,5 1350 1170 3810x820x1600
УКЛ-10,5-2700 УЗ 10,5 2700 2025 6210x820x1600
134
Додаток М
(довідковий)
Технічні дані асинхронних електродвигунів
типу АНЗ-2 (С/ном = 6 кВ)
Тип р ном> кВт Лном> СОЗфном ^ном, об/хв -^НОМ
АНЗ-2-15-57-6УЗ 1000 95,0 0,858 990 6,3
АНЗ-2-15-69-6УЗ 1250 95,2 0,871 990 6,3
АНЗ-2-15-69-10УЗ 800 94,7 0,813 592 5,0
АНЗ-2-16-57-10УЗ 1000 94,7 0,819 592 5,5
АНЗ-2-16-69-10УЗ 1250 94,9 0,834 592 5,5
АНЗ-2-16-39-12УЗ 500 93,8 0,801 493 5,5
АНЗ-2-16-57-12УЗ 800 94,5 0,807 493 5,5
АНЗ-2-17-31-16УЗ 500 93,3 0,758 369 5,0
АНЗ-2-17-39-16УЗ 630 93,7 0,761 369 5,0
135
Додаток Н
(довідковий)
Технічні дані синхронних електродвигунів
типу СДН-2, СДНЗ-2, СТД
Тип Р ном, кВт ^НОМ> кВ ?7ном> % И-НОМ, об/хв X , В.о * гі(ном)
СДН-2-16-31-6 800 6 95,3 1000 0,169
СДН-2-16-36-6 1000 6 95,5 1000 0,182
СДН-2-16-59-6 1600 6 96,2 1000 0,157
СДН-2-16-36-8 800 6 94,9 750 0,192
СДН-2-16-46-8 1000 6 95,4 750 0,181
СДН-2-16-44-ЄІ0 800 6 95,1 600 0,213
СДН-2-17-44-10 1250 6 95,5 600 0,189
СДН-2-15-36-12 500 6 93,7 500 0,200
СДНЗ-2-18-49-12 1600 10 94,6 500 0,156
СДНЗ-2-18-61-12 2000 10 95,9 500 0,140
СДНЗ-2-18-39-16 1000 10 94,0 375 0,197
СДНЗ-2-18-49-16 1250 10 93,8 375 0,184
СДНЗ-2-18-61-16 1600 10 95,1 375 0,190
СДНЗ-2-18-49-20 1000 10 94,6 300 0,164
СДНЗ-2-19-34-20 1250 10 95,3 300 0,206
СДНЗ-2-19-44-20 1600 10 95,7 300 0,179
СДНЗ-2-19-54-20 2000 10 94,8 300 0,184
СДНЗ-2-19-44-24 1250 10 93,2 250 0,199
СДНЗ-2-19-54-24 1600 10 93,8 250 0,202
СДНЗ-2-20-41-24 2000 10 94,6 250 0,211
СТД-630-2 630 6 95,8 3000 0,147
СТД-630-2 630 10 95,6 3000 0,143
СТД-800-2 800 6 96,0 3000 0,143
СТД-800-2 800 10 95,8 3000 0,145
136
Продовження додатка Н
Тип Р ном, кВт ^НОМ, кВ ?7ном, % ^•ном, об/хв X , В.о * гі(ном)
СТД-1000-2 1000 6 96,3 3000 0,133
СТД-1000-2 1000 10 96,0 3000 0,128
СТД-1250-2 1250 6 96,8 3000 0,138
СТД-1250-2 1250 10 96,5 3000 0,137
СТД-1600-2 1600 10 96,6 3000 0,134
СТД-2000-2 2000 10 96,8 3000 0,133
Примітка. У всіх двигунів соз<рном = 0,9 (випереджальний).
Додаток П
(довідковий)
Економічна густина струму
Провідник Економічна густина струму еГвк, А/мм2, при кількості годин використання максимуму навантаження за рік Тмакс, год
від 1000 до 3000 від 3000 до 5000 понад 5000
Неізольовані проводи та шини: - мідні; 2,5 2,1 1,8
- алюмінієві 1,3 1,1 1,0
Кабелі з паперовою і проводи з гумовою та полівінілхло- рид ною ізоляцією з жилами: - мідними; 3,0 2,5 2,0
- алюмінієвими 1,6 1,4 1,2
Кабелі з гумовою та пластмасовою ізоляцією з жилами: - мідними; 3,5 3,1 2,7
- алюмінієвими 1,9 1,7 1,6
Примітка. Дані з таблиці 1.3.36 ПУЗ.
137
Додаток Р
(довідковий)
ГІоправковий коефіцієнт на кількість працюючих кабелів,
шо лежать поряд у землі (у трубах або без труб)
Відстань між кабелями, мм Коефіцієнт Кпр при кількості кабелів, шт.
1 2 3 4 5 6
100 1,00 0,90 0,85 0,80 0,78 0,75
200 1,00 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81
300 1,00 0,93 0,90 0,87 0,86 0,85
Примітка. Дані з таблиці 1.3.26 ПУЗ.
Додаток С
(довідковий)
Допустимий тривалий струм для кабелів з алюмінієвими
жилами з паперовою просоченою маслоканіфольною
та нестікаючою масами ізоляцією у свинцевій або алюмінієвій
оболонці, шо прокладаються в землі
Переріз жили, мм2 Струм, А
одно- жильних до 1 кВ Дво- жильних до 1 кВ трижильних напругою, кВ чотири- жильних ДО 1 кВ
ДО 3 6 10
6 — 60 55 — — —
10 110 80 75 60 [ 65
16 135 110 90 80 75 90
25 180 140 125 105 90 115
35 220 175 145 125 115 135
50 275 210 180 155 140 165
70 340 250 220 190 165 200
138
Продовження додатка С
Переріз ЖИЛИ, мм2 Струм, А
ОДНО- ЖИЛЬНИХ до 1 кВ дво- ЖИЛЬНИХ до 1 кВ трижильних напругою, кВ чотири- жильних до 1 кВ
до 3 6 10
95 400 290 260 225 205 240
120 460 335 300 260 240 270
150 520 385 335 300 275 305
185 580 - 380 340 310 345
240 675 - 440 390 355 -
Примітка. Дані з таблиці 1.3.16 ПУЗ.
Додаток Т
(довідковий)
Значення коефіцієнта С для кабелів напругою 6 та 10 кВ
Кабель .Коефіцієнт С, АсІ/мм2 при напрузі кабелю, кВ
6 10
Кабелі з алюмінієвими суцільними жилами і паперовою ізоляцією 92 94
Кабелі з алюмінієвими багатодротяними жилами і паперовою ізоляцією 98 100
Кабелі з мідними суцільними жилами і паперовою ізоляцією 140 143
Кабелі з мідними багатодротяними жилами і паперовою ізоляцією 147 150
Кабелі з алюмінієвими жилами і полівінілхлоридною або гумовою ізоляцією 75 78
Кабелі з мідними жилами і полівінілхлоридною або гумовою ізоляцією 114 118
Кабелі з алюмінієвими жилами і поліетиленовою ізоляцією 62 65
Кабелі з мідними жилами і поліетиленовою ізоляцією 94 98
139
Додаток У
(довідковий)
Технічні дані вимикачів вакуумних серії ВВ/ТЕЬ
Номінальна напруга, кВ 10, 20
Найбільша робоча напруга, кВ 12, 24
Номінальний струм (Іном), А 630, 1000, 1600
Номінальний струм вимикання (/Ном.вимик), кА Наскрізний струм короткого замикання: 12,5; 20
- найбільший пік, кА, не більше 32; 52; 81
- початкове діюче значення періодичної складової, кА 12,5; 20
Нормований процентний зміст аперіодичної складової, % 40; 40; 40
Середньоквадратичне значення струму за час його протікання (струм термічної стійкості), кА 12,5; 20
Час протікання струму термічної стійкості, с 3
Власний час вимикання вимикача, с, не більше 0,015
Повний час вимикання залежно від типу блоку управління БУ/ТЕЬ, с, не більше 0,09
Власний час вмикання вимикача, с, не більше 0,07
Повний час вмикання залежно від типу БУ/ТЕЬ, с, не більше 0,1
Неодночасність замикання і розмикання контактів, 0,004
с, не більше
Номінальна напруга живлення котушок електромагнітів (постійна), В Номінальні параметри оперативної напруги 220
живлення:
- змінна, В 100, 220
- постійна, В 24, 48, 110, 220
- діапазон, % 85-110
140
Продовження додатка У
Ресурс за комутаційною стійкістю:
- при номінальному струмі /ном, операцій “вмикання-вимикання” (ВВ) 50000
- при струмах короткого замикання І = (60-100) % ВІД /Ном.вимик, операцій ВВ 100
Механічний ресурс циклів ВВ 50000
Термін служби до списання, років 25
141
Додаток X
(довідковий)
Умовні позначення електрообладнання на планах і схемах
Найменування
Позначення
Лінія заземлення, занулення
Кабельна лінія в траншеї
Два трижильних кабелі марки ААБ на
напругу 10 кВ з кількістю жил 3 та пе-
рерізом жили 35 мм2
Прохід кабелю крізь стіну
Головна понижувальна підстанція
Розподільний пункт високої напруги
Трансформаторна підстанція
Номер підстанції
Кількість трансформаторів (шт.) х
номінальна потужність (кВА)
Картограма навантажень
Центр електричних навантажень
Залізнична колія
—XV------V/ —
2ААБ-10(3x35)
а . ТП №3
в*с ’ 2x1000
142
Продовження додатка X
Найменування
Позначення
Трансформатори головної
понижувальної підстанції
Трансформатори цехових підстанцій
Вимірювальний трансформатор напру-
ги трифазний з двома вториними
обмотками
Вимірювальний трансформатор струму
Вимірювальний трансформатор стру-
му нульової послідовності
Високовольтний вимикач
Високовольтний вакуумний вимикач
143
Продовження додатка X
144
ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ
АВР - автоматичне вмикання резерву
АГЖ - агрегат гарантованого живлення
АД - асинхронний двигун
БТМ — блок трансформатор-магістраль
ВН - висока напруга
ВРП - вузлова розподільна підстанція
ГК - групова компенсація
ГПП - головна понижувальна підстанція
ДЖ - джерело живлення
ДРЛ - дугова ртутна лампа
ДРП - джерело реактивної потужності
ЕА - електричний апарат
ЕД - електродвигун
ЕОМ - електронна обчислювальна машина
ЕП - електроприймач
ЕРС - електрорушійна сила
ЕУ - електроустановка
ЄСКД - єдина система конструкторської документації
ІК - індивідуальна компенсація
КБ - конденсаторна батарея
КЗ — коротке замикання
ККД - коефіцієнт корисної дії
ККУ - комплектні конденсаторні установки
КРП - комплектний розподільний пристрій
КСО - камера стаціонарна однобічного обслуговування
КТП - комплектна трансформаторна підстанція
КТПБР - комплектна трансформаторна підстанція блочна розпо
дільна
КУ - конденсаторна установка
145
ЛЕП - лінія електропередачі
ЛЛ - люмінесцентна лампа
МСЗ - максимальний струмовий захист
НН - низька напруга
ПГВ - підстанція глибокого вводу
ПК - персональний комп’ютер
ПП - приймальний пункт
ПС - підстанція
ПТЕ - правила технічної експлуатації
ПУЗ - Правила устройства злектроустановок
РЗ - релейний захист
РП - розподільний пункт
СВ - струмова відсічка
СД - синхронний двигун
СЕП - система електропостачання
СК - синхронний компенсатор
СРШ - силова розподільна шафа
ТБ - техніка безпеки
ТВ - тривалість вмикання
ТВП - трансформатор власних потреб
ТЕО - техніко-економічне обґрунтування
ТЕП - техніко-економічне порівняння
ТЕР - техніко-економічний розрахунок
ТЕЦ - теплоелектроцентраль (теплофікаційна електростанція)
ТН - трансформатор напруги
ТП - трансформаторна підстанція
ТС - трансформатор струму
ЦЕН - центр електричних навантажень
ЦК - централізована компенсація —
ЦРП - центральний розподільний пункт
ШВВ - шафа високовольтна вводу
ШМА - шинопровід магістральний алюмінієвий
146
шнв шнл - шафа низьковольтна вводу - шафа низьковольтна лінійна
шнс ШРА ЯЕ - шафа низьковольтна секційна - шинопровід розподільний алюмінієвий - якість електроенергії
147
АЛФАВІТНИЙ ПОКАЖЧИК
Апарати електричні, вибір
і перевірка 105
Вимикачі 107
- вакуумні 110
- вибір і перевірка 106
- навантаження 108
Головна понижувальна
підстанція 39
- вибір кількості 39
- вибір і перевірка
потужності 39
Джерела живлення 62
- агрегат гарантованого жив-
лення 62
-джерела реактивної
потужності 51
- конденсаторна батарея 51
- синхронний двигун 51
- синхронний компенсатор 51
-енергосистема 6
-теплоелектроцентраль 62
Запобіжник, вибір і перевірка 109
Кабелі 95
- вибір і перевірка 92
- прокладка 95
Компенсуючі пристрої 50
-вибір потужності 50,58,60
- економічна реактивна
потужність 40
- розташування 53
-групова компенсація 55
- індивідуальна
компенсація 55
- централізована
компенсація 55
Конденсатори 52
- конденсаторні установки 52
- схеми приєднання 56
Комплектні пристрої 5
- камера стаціонарна
однобічного обслуговування
57,105
- комплектні конденсаторні
установки 53
- комплектний розподільний
пристрій 57,105
- комплектна трансформаторна
підстанція 38
Коротке замикання 76
- розрахунок параметрів 81
- розрахункові схеми 77
- схеми заміщення 78,84
- розрахунок струмів 84
Навантаження електричні 22
- розрахункове 22
- розрахунок 25
Релейний захист 98
- максимальний струмовий за-
хист 98
- струмова відсічка 98
Система
електропостачання 5
Центр електричних
навантажень 34
Цехова трансформаторна
підстанція 46
-вибір кількості
і потужності 46
- внутрішньоцехова 38
148
ЗМІСТ
Передмова.................................................З
Вступ. Загальні вимоги до курсової роботи.................5
В.1 Завдання до курсової роботи .......................7
В. 2 Вихідні дані .....................................7
В.З Зміст курсової роботи............................ 18
, В.4 Структура та оформлення курсової роботи......... 19
В.4.1 Структура розрахунково-пояснювальної
записки.......................................... 19
В.4.2 Оформлення розрахунково-пояснювальної
записки .................................... 19
В.4.3 Оформлення графічної частини............... 20
В. 5 Порядок виконання............................... 20
В.6 Захист .......................................... 20
1 Визначення розрахункових навантажень цехів
та підприємства .........................................22
1.1 Визначення розрахункового силового навантаження
цехів ............................................... 25
1.2 Визначення розрахункового навантаження загального
електричного освітлення цехів........................ 26
1.3 Визначення розрахункового навантаження
компресорної станції................................. 28
1.4 Визначення розрахункового навантаження
підприємства......................................... 31
2 Визначення центра електричних навантажень та місця
розташування головної понижувальної підстанції ......... 34
З Вибір кількості та потужності трансформаторів головної
понижувальної підстанції ............................... 39
4 Вибір кількості та потужності трансформаторів цехових
трансформаторних підстанцій............................. 46
5 Вибір потужності компенсуючих пристроїв у системі
електропостачання підприємства.......................... 50
5.1 Визначення реактивної потужності компенсуючих
пристроїв споживачів електроенергії підприємства..... 50
5.2 Визначення потужності конденсаторних установок
з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ......... 58
149
5.3 Визначення потужності конденсаторних установок
з номінальною напругою конденсаторів 6,3 та 10,5 кВ... 60
6 Розробка схеми електропостачання підприємства ........ 62
6.1 Загальні відомості про джерела живлення в системах
промислового електропостачання..................... 62
6.2 Основні принципи побудови схем електропостачання
промислових підприємств............................... 63
6.3 Електропостачання промислового підприємства
від енергосистеми без власної електростанції.......... 63
6.4 Схеми внутрішньозаводського електропостачання
напругою 6 та 10 кВ.................................. 66
6.4.1 Радіальні схеми розподільних мереж напругою
6-10 кВ ........................................ 66
6.4.2 Магістральні схеми розподільних мереж
напругою 6-10 кВ................................. 70
6.4.3 Змішані схеми розподільних мереж напругою
6-10 кВ.......................................... 74
7 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
на шинах низької напруги головної понижувальної
підстанції.............................................. 76
7.1 Призначення розрахунків та основні допущення .... 76
7.2 Складання розрахункової схеми.................... 76
7.3 Розрахункова схема для максимального режиму....... 77
7.4 Алгоритм розрахунку струмів трифазного короткого
замикання на шинах низької напруги головної
понижувальної підстанції для максимального режиму ... 79
8 Вибір перерізу провідників і електричних апаратів
в електричній мережі напругою 6-10 кВ................... 91
8.1 Вибір перерізу провідників в електричній мережі
напругою 6-10 кВ..................................... 91
8.1.1 Вибір перерізу провідників за нормальним
режимом.......................................... 92
8.1.2 Перевірка перерізу провідників за максимальним
режимом.......................................... 94
8.1.3 Перевірка перерізу провідників на термічну
стійкість........................................ 97
8.2 Вибір електричних апаратів в електричній мережі
напругою 6-10 кВ......................................105
150
8.2.1 Особливості вибору електричних апаратів
у курсовій роботі...............................105
8.2.2 Електричні апарати, що підлягають вибору...106
8.2.3 Умови вибору і перевірки електричних
апаратів........................................106
9 Загальні вказівки до виконання графічної частини
курсової роботи.......................................112
Список літератури.....................................114
Додатки...............................................115
Додаток А Генеральні плани підприємств для різних
варіантів..............................................116
Додаток Б Зразок виконання титульної сторінки........126
Додаток В Зразок завдання на проектування............127
Додаток Г Зразок оформлення вихідних даних...........128
Додаток Д Орієнтовні значення питомої установленої
потужності загального освітлення цехів ................130
Додаток Е Технічні дані трифазних масляних двообмоткових
трансформаторів загального призначення напругою
35-110/6,3(6,6)-11(10,5) кВ............................131
Додаток Ж Технічні дані трифазних масляних двообмоткових
трансформаторів загального призначення напругою
6-10/0,4-0,69 кВ для комплектних
трансформаторних підстанцій ...........................132
Додаток К Комплектні конденсаторні установки
з номінальною напругою 400 В ЗАТ
“СІЛКОН-КВАР”, м. Київ......................133
Додаток Л Комплектні конденсаторні установки
з номінальною напругою 6,3 і 10,5 кВ ..................134
Додаток М Технічні дані асинхронних електродвигунів
типу АНЗ-2 (С/ном = 6 кВ)..............................135
Додаток Н Технічні дані синхронних електродвигунів
типу СДН-2, СДНЗ-2, СТД................................136
Додаток П Економічна густина струму....................137
Додаток Р Поправковий коефіцієнт на кількість працюючих
кабелів, що лежать поряд у землі (у трубах
або без труб)..........................................138
151
Додаток С Допустимий тривалий струм для кабелів
з алюмінієвими жилами з паперовою просоченою
маслоканіфольною та нестікаючою масами ізоляцією
у свинцевій або алюмінієвій оболонці,
що прокладаються в землі...............................138
Додаток Т Значення коефіцієнта С для кабелів напругою
6 та 10 кВ ............................................139
Додаток У Технічні дані вимикачів вакуумних
серії ВВ/ТЕЬ ..........................................140
Додаток X Умовні позначення електрообладнання на планах
і схемах...............................................142
Перелік скорочень.,.....................................145
Алфавітний покажчик.....................................148
152
Навчальне видання
Рудницький Вальдемар Генрихович
Внутрішньозаводське електропостачання
Курсове проектування
Навчальний посібник
Директор видавництва Р.В. Кочубей
Головний редактор В.І. Кочубей
Технічний редактор Н.Ю. Курносова
Дизайн обкладинки і макет В.Б. Гайдабрус
Комп’ютерна верстка О.І. Молодецької
ТОВ «ВТД «Університетська книга»
40030, м. Суми, вул. Кірова, 27, 5-й пов.
Е-таі1: риЬ1із1і@Ьоок.8иту.иа
Відділ реалізації
Тел./факс: (0542) 21-26-12, 21-11-25
Е-таіі: іп£о@Ьоок.зиту.иа
Підписано до друку 25.07.06.
Формат 60x90 У16. Папір офсетний. Гарнітура Скулбук.
Друк офсетний. Ум. друк. арк. 9,62. Обл.-вид. арк. 9,2.
Тираж 1000 прим. Замовлення № 1876
Свідоцтво про внесення суб’єкта видавничої справи
до Державного реєстру видавців, виготівників і розповсюджувачів
видавничої продукції ДК № 489 від 18.06.2001
Надруковано відповідно до якості наданих діапозитивів
у друкарні “Торнадо”
Україна, 61045, м. Харків, вул. Отакара Яроша, 18