49821

ПРОЕКТУВАННЯ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Курсовая

Энергетика

Вибір кількості потужності і розташування цехових трансформаторних підстанцій Вибір та порівняння варіантів компенсації реактивної потужності Попереднє визначення розрахункових електричних навантажень економічно доцільної величини споживання реактивної потужності від електроенергетичної системи Qе орієнтовної кількості й потужності трансформаторів цехових ТП і розподільчих пристроїв. Вибір кількості та потужності трансформаторів цехових ТП компенсувальних устав КУ і розподільних пунктів РП.

Украинкский

2014-01-10

1.07 MB

119 чел.

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Кафедра електропостачання та електрообладнання промислових підприємств

О.В. Соломчак,

М.І. Михайлів

ПРОЕКТУВАННЯ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Курсове проектування

Для студентів спеціальності

“Електротехнічні системи електроспоживання”

Івано-Франківськ

2006


УДК 621.311.4

МВ 02070855 –           – 2006

Соломчак О.В., Михайлів М.І. ПРОЕКТУВАННЯ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ  : курсове проектування. - Івано-Франківськ: Факел, 2006. - 101 с.

Дане видання підготовлено згідно з робочою  програмою дисциплін “Електропостачання підприємств нафтової і газової промисловості”, “Електропостачання технологічних комплексів“ та “Електропостачання промислових підприємств“ спеціальності “Електротехнічні системи електроспоживання” і призначене для самостійної роботи над курсовим проектуванням студентами очної і заочної форм навчання.

Розглядаються питання, пов'язані з проектуванням систем електропостачання промислових підприємств та технологічних комплексів нафтогазової промисловості: розрахунок електричних навантажень, компенсація реактивної електроенергії, вибір силових трансформаторів, розрахунок систем зовнішнього та внутрішнього електропостачання, електросилової мережі цеху, проектування електричного освітлення, розрахунок струмів короткого замикання, вибір захисних та комутуючих електричних апаратів, системи обліку електроенергії.

Рекомендується для студентів спеціальності "Електротехнічні системи електроспоживання" та студентів інших споріднених спеціальностей. Вони можуть бути використані також інженерно-технічними працівниками енергетичних служб підприємств і організацій, слухачами підвищення кваліфікації та післядипломної освіти.

Іл.11. Табл.6. Бібліогр.43 назв.

Рецензент  канд.техн.наук, доцент кафедри                                    

електротехніки ІФНТУНГ                                        Грабчук Б.Л.   

  

  •  Соломчак О.В., Михайлів М.І.
  •  Дане видання — власність ІФНТУНГ.                Забороняється тиражування та розповсюдження.


ЗМІСТ           

                                   стор.

[0.1] Соломчак О.В., Михайлів М.І. ПРОЕКТУВАННЯ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ  : курсове проектування. - Івано-Франківськ: Факел, 2006. - 101 с.

[1] 1 Загальні відомості про проектування

[2] 2 Тематика курсових проектів та вихідні дані

[3] 3. Структура і зміст курсового проекту

[3.1] 3.1 Загальна характеристика технологічного процесу та електроприймачів

[3.2] 3.2 Розрахунок електричних навантажень комплексним методом

[3.3] 3.3 Побудова картограми навантажень і визначення місця розташування підстанцій

[3.4] 3.4 Вибір кількості, потужності і розташування цехових трансформаторних підстанцій

[3.5] 3.5 Вибір та порівняння варіантів компенсації реактивної потужності

[3.6] 3.6 Вибір системи електропостачання заводу

[3.7] 3.7 Система зовнішнього електропостачання

[3.8] 3.8 Система внутрішнього електропостачання

[3.9] 3.9 Розрахунок електросилової мережі

[3.10] 3.10 Розрахунок струмів короткого замикання

[3.11] 3.11 Вибір обладнання і струмоведучих частин

[3.12] 3.12 Проектування освітлення виробничих приміщень

[3.13] 3.13 Облік електроенергії

[4] 4 Вимоги до оформлення курсового проекту

[5] РЕКОМЕНДОВАНА ЛІТЕРАТУРА


1 Загальні відомості про проектування

Проектування – це процес створення проектно-кошторисної документації, необхідної для будівництва в заданих умовах нового об’єкту, на підставі його техніко-економічного обґрунтування та завдання на проектування.

Процес створення опису нового об’єкту може виконуватися різними методами. Серед них виділяють три основних методи проектування:

а) неавтоматизоване проектування – весь процес створення  
    опису здійснюється проектувальниками ручними   
    методами;

б) автоматизоване проектування – процес створення опису
    здійснюється шляхом інтерактивної (діалогової) взаємодії
    проектувальників із комп’ютерами;

в) автоматичне проектування – процес створення опису
     здійснюється комп’ютерами без безпосередньої участі
     проектувальників, які готують лише вхідну інформацію
     про об’єкт.

Основним завданням проектувальників є створення оптимального проекту. Проект – це зображення (модель) майбутнього пристрою чи споруди, подане в схемах, кресленнях, таблицях і описах, створених колективом проектувальників у результаті техніко-економічного аналізу та порівняння варіантів. Оптимальний інженерний проект – це проект, у якому всі технічні вимоги до проектованого об’єкту забезпечуються з мінімальними витратами під час його будівництва й експлуатації.

Процес створення нового об’єкту розділяють на стадії та етапи. Розрізняють 8 стадій:

  1.  Передпроектні дослідження.
  2.  Технічне завдання.
  3.  Технічна пропозиція.
  4.  Ескізний проект.
  5.  Технічний проект.
  6.  Робочий проект.
  7.  Виготовлення дослідного зразка.
  8.  Налаштування, випробування та дослідна експлуатація зразка.

Під час створення нового об’єкту роботу поділяють на три етапи, а саме:

  1.  Науково-дослідні роботи (НДР) – об’єднують такі стадії: передпроектні дослідження, технічне завдання та першу частину технічної пропозиції. Тут виконують наукові дослідження з метою пошуку нових принципів функціонування об’єктів, їх нових структур, фізичних ефектів, елементної бази й технічних матеріалів і засобів тощо.
  2.  Дослідно-конструкторські роботи (ДКР) – об’єднують такі стадії: другу частину технічної пропозиції, ескізний проект і технічний проект. Тут виконується детальне конструкторське опрацювання проекту.
  3.  Робоче проектування – об’єднує такі стадії: робочий проект, налаштування, випробування та дослідну експлуатацію зразка. Тут здійснюється усунення виявлених недоліків об’єкту та готування до серійного виробництва.

У процесі проектування використовують такі основні поняття.

Проектне вирішення – це проміжний чи остаточний опис проектованого об’єкту, необхідний і достатній для розгляду та визначення наступного напряму чи закінчення процесу проектування.

Результат проектування – це проектне вирішення чи їх сукупність, які відповідають заданим вимогам, необхідним для створення об’єкту проектування.

Проектний документ – це сукупність відомостей про об’єкт проектування, виконаний за встановленою формою (еталоном проекту).

Проектна процедура – це дія чи формалізована сукупність дій, які закінчуються проектним вирішенням.

Проектна операція – це дія чи формалізована сукупність дій, що складають частину проектної процедури, алгоритм виконання яких є однаковим для декількох проектних процедур.

Проектна документація – це затверджена в установленому порядку сукупність необхідних документальних матеріалів для будівництва чи реконструкції об’єктів, що складаються з креслень, розрахунків, схем, обґрунтувань, прийнятих проектних вирішень тощо. Склад, послідовність розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва встановлюються державними будівельними нормами України ДБН А.2.2-3-97.

Проектування об’єктів здійснюється на підставі завдання, затвердженого замовником, архітектурно-планувального завдання з дотриманням чинного законодавства та нормативних документів.

Замовлення на проектування об’єкту проектувальник отримує від замовника, за підсумками конкурсу чи тендеру.

Для погодження та затвердження розробляється проект, а для будівництва – робоча документація.

Для технічно складних об’єктів промислового призначення, транспорту, енергетики тощо розробляється техніко-економічне обґрунтування інвестицій (ТЕО інвестицій), проект і робоча документація.

Для окремих об’єктів, у випадку погодження ескізного проекту чи техніко-економічного обґрунтування інвестицій, розробляється робочий проект, а у випадку їх затвердження – робоча документація.

Для погодження та затвердження технічно простих об’єктів, переважно з використанням проектів масового та повторного застосування, чи об’єктів, які ввійшли в затверджену раніше схему будівництва, може встановлюватись одна суміщена стадія – робочий проект.

Стадії проектування встановлюються замовником спільно з проектувальником у залежності від архітектурної, технічної й екологічної складності об’єкту, вимог місцевих органів містобудування й архітектури, вартості будівництва об’єкту. У такому випадку затвердженню підлягає тільки одна стадія.

Проектування та будівництво можуть виконуватися чергами, якщо це передбачено завданням на проектування, ескізним проектом чи ТЕО інвестицій. У такому випадку ескізний проект чи ТЕО інвестицій розробляються в цілому для всього об’єкту, а проект чи робочий проект і робоча документація створюється у відповідності з чергами будівництва.

Ескізний проект містить принципові проектні вирішення щодо містобудівних, архітектурних, екологічних вимог, визначає принципову можливість створення об’єкту та його кошторисну вартість.

Техніко-економічне обґрунтування інвестицій визначає необхідність і доцільність будівництва чи реконструкції промислових об’єктів, їх технічну реалізацію й ефективність інвестицій.

Проект будівництва чи реконструкції промислового об’єкту розробляється на підставі вихідних даних і завдання на проектування та погодженого ТЕО інвестицій.

Електропостачальна система промислового об’єкту – це сукупність електричної мережі та інших електротехнічних устав і пристроїв, яка призначена для постачання електроенергії електроприймачам електроспоживача від пунктів живлення, чи пунктів живлення та власної електростанції. Звідси випливає безпосередній зв’язок ЕПС із генераторами електричних станцій і електричними мережами електроенергетичної системи (ЕЕС), зумовлений неперервністю виробництва й споживання електроенергії. З іншого боку, ЕПС є складовою частиною технологічного процесу підприємства й повністю йому підпорядкована. З такого взаємозв’язку випливають основні технічні вимоги до ЕПС промислових об’єктів, а саме:

  1.  Забезпечення належної надійності електропостачання.
  2.  Дотримання показників якості електроенергії згідно з чинним стандартом.
  3.  Зручність під час монтування, експлуатації та утилізації її елементів.

Більшість електропостачальних систем промислових об’єктів, як правило, проектують із використанням таких принципів їх побудови:

  1.  Принципу глибокого вводу високої напруги, який полягає в максимально можливому наближенню вищої напруги до електроприймачів із мінімальною кількістю проміжних ланок трансформації напруги.
  2.  Принципу децентралізації приймання та розподілу електроенергії, який полягає у дробленні трансформаторних підстанцій (ТП).
  3.  Принципу секціювання всіх ланок ЕПС від головної знижувальної підстанції чи власної електростанції до шин низької напруги.
  4.  Принципу розділеної (не паралельної) роботи елементів ланок ЕПС (трансформаторних підстанцій і ліній електропересилання).
  5.  Принципу відмови від „холодного резерву”, тобто всі елементи ланок ЕПС мають бути завантаженими.

Виконання проектів будівництва електропостачальних систем промислових підприємств у переважній більшості здійснюється у такій послідовності:

  1.  Отримання технічного завдання на проектування електропостачальної системи та вхідної інформації від груп: генерального плану, архітектури й будівництва, технології виробництва, опалення та вентиляції, водопостачання й каналізації, охорони довкілля.
  2.  Попереднє визначення розрахункових електричних навантажень, економічно доцільної величини споживання реактивної потужності від електроенергетичної системи Qе, орієнтовної кількості й потужності трансформаторів цехових ТП і розподільчих пристроїв.
  3.  Отримання технічних умов на приєднання проектованої ЕПС до електроенергетичної системи.
  4.  Визначення розрахункових електричних навантажень для окремих цехів, дільниць і всього підприємства.
  5.  Обґрунтування та вибір варіанту схеми зовнішнього електропостачання й принципової схеми головної знижувальної підстанції (ГЗП) чи підстанції глибокого вводу (ПГВ) із використанням „Норм технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою (6 .. 750) кВ” ГКД 341.004-94.
  6.  Вибір кількості та потужності трансформаторів цехових ТП, компенсувальних устав (КУ) і розподільних пунктів (РП).
  7.  Формування варіанту схеми внутрішнього електропостачання.
  8.  Вибір перерізу кабелів і проводів до ТП і розподільних пунктів.
  9.  Вибір й обґрунтування оптимальних місць встановлення трансформаторних підстанцій, розподільних пунктів, ГЗП чи ПГВ.
  10.  Коригування варіанту схеми внутрішнього електропостачання за умовами архітектурних і технічних обмежень.
  11.  Розрахунок річних дисконтованих витрат проектованого варіанту ЕПС.
  12.  Якщо виникла потреба, то визначається критерій зміни варіанту схеми ЕПС і здійснюється повернення до одного з попередніх етапів – 4,6 чи 10.
  13.  Вибір квазіоптимального варіанту ЕПС для подальшого проектування.
  14.  Електротехнічні розрахунки усталених режимів ЕПС, пусків і самозапусків електричних двигунів.
  15.  Розрахунок струмів коротких замикань.
  16.  Визначення показників якості напруги для нормальних, комутаційних, аварійних і після аварійних режимів.
  17.  Якщо показники якості напруги не відповідають нормам чинних стандартів і галузевих норм, то здійснюється повернення до п.6.
  18.  Виготовлення креслень – принципової схеми головних електричних сполучень ЕПС і генерального плану підприємства з нанесенням місць встановлення ГЗП (ПГВ), РП, ТП і трас прокладання електричних ліній.
  19.  Формування специфікацій на силове устаткування з тривалим терміном виготовлення (спеціальні трансформатори, компенсувальні устави, перетворювачі тощо).
  20.  Обґрунтування та вибір основних проектних вирішень із обслуговування та ремонтів ЕПС.
  21.  Вибір схем захисту елементів ЕПС, обліку та контролю якості електроенергії.
  22.  Остаточне уточнення даних про електроприймачі всіх цехів і дільниць підприємства.
  23.  Коригувальний розрахунок електричних навантажень для всіх цехів і дільниць підприємства.
  24.  Оптимальний розподіл електроприймачів між РП і ТП.
  25.  Формування та вибір схеми внутрішнього цехового електропостачання. Вибір типу і потужності компенсувальних устав і місць їх установлення. Вибір і розрахунок схеми електричного освітлення.
  26.  Коригувальний розрахунок перерізу проводів і кабелів напругою 6-10 кВ. Формування кабельного журналу. Мінімізація довжин трас прокладання кабельних ліній.
  27.  Уточнювальний розрахунок струмів короткого замикання та визначення залишкової напруги. Коригування перерізів кабелів і проводів напругою до 1 кВ з пластмасовою та поліетиленовою ізоляцією за допустимою температурою їх нагрівання струмами короткого замикання.
  28.  Електротехнічний розрахунок усталених режимів і електромеханічних перехідних процесів під час пусків і самозапусків електричних двигунів. Визначення відхилень і коливань напруги на затискачах електроприймачів. Вибір відгалужень РПН і ПБЗ трансформаторів ГЗП (ПГВ) і цехових ТП.
  29.  Якщо параметри координат режимів ЕПС не відповідають вимогам чинних державних стандартів і галузевих норм, то здійснюється повернення до одного з попередніх етапів – 5, 6, 7 чи 24.
  30.  Розрахунок і вибір уставок систем захисту й автоматики елементів ЕПС.
  31.  Визначення техніко-економічних показників проектованої ЕПС.
  32.  Обґрунтування доцільності розрахунку для іншого варіанту ЕПС. Якщо встановлена доцільність розрахунку для альтернативного варіанту ЕПС, то здійснюється повернення до одного з попередніх етапів – 5, 6 чи 7.
  33.  Вибір і розрахунок уземлення та грозозахисту елементів ЕПС.
  34.  Виготовлення робочої документації проекту та визначення кошторисної вартості будівництва ЕПС.
  35.  Затвердження проекту та передання його в архів і замовнику.

Проект будівництва промислових об’єктів складається з таких розділів:

  1.  Пояснювальна записка з вихідними даними.
  2.  Генеральний план із нанесеними трасами транспортних й інженерних комунікацій.
  3.  Технологічна частина.
  4.  Проектні вирішення щодо устаткування й зовнішніх інженерних мереж.
  5.  Архітектурно-будівельні вирішення.
  6.  Організація будівництва.
  7.  Оцінка впливу на довкілля відповідно до вимог п. 1.7 ДБН А. 2.2-1-95.
  8.  Заходи з енергоощадності у відповідності з розділом 8 „Вимоги до енергозбереження” ДБН В. 2.2-9-99 „Громадські будинки та споруди”.
  9.  Кошторисна документація.
  10.  Демонстраційні матеріали (відповідно до завдання на проектування).
  11.  Збірники специфікацій на устаткування, матеріали, конструкції та вироби.
  12.  Відомості обсягів робіт.
  13.  Техніко-економічна частина з економічними показниками.

Робочий проект є суміщеною стадією проектування, призначений для погодження та затвердження проектної документації, а також будівництва об’єкту.

Робочий проект створюється на підставі погодженої планувальної документації, державних програм розвитку галузі чи погоджених передпроектних пошуків, завдання на проектування, архітектурно-планувального завдання, вихідних і технічних умов на приєднання до джерел підсистем інженерного забезпечення.

Робочий проект складається з пояснювальної записки з техніко-економічними показниками та робочих креслень, кошторисної документації й розділу організації будівництва.

До складу робочої документації проекту будівництва входять:

  1.  Робочі креслення згідно з вимогами чинних державних стандартів і норм.
  2.  Паспорт оздоблювальних робіт.
  3.  Кошторисна документація.
  4.  Відомість обсягів будівельних і монтувальних робіт.
  5.  Збірники специфікацій устаткування, виробів і матеріалів згідно ДСТУ БА 2.4-10-95 „Основні вимоги до проектної та робочої документації”.
  6.  Опитувальні листи та габаритні креслення для відповідних видів устаткування та виробів.
  7.  Вихідні вимоги для розроблення конструкторської документації на устаткування індивідуального виготовлення.

Обсяг і деталізація робочих креслень повинні відповідати вимогам стандартів „Системи проектної документації для будівництва” (СПДБ) і доведені до мінімальних розмірів. Робоча документація розробляється після затвердження попередньої стадії проектування.


2 Тематика курсових проектів та вихідні дані

Тематика курсових проектів повинна відповідати профілю спеціальності. Нижче приведено перелік можливих тем.

  1.  Електропостачання промислового підприємства.
  2.  Електропостачання цеху ( корпусу, дільниці ).
  3.  Електропостачання потужної насосної або компресорної станції.
  4.  Електропостачання промислового вузла (групи підприємств).
  5.  Електропостачання промислового району (нафтопромислу, газоконденсатного родовища).
  6.  Реконструкція системи електропостачання промислового підприємства або інших об’єктів, перерахованих вище.

При цьому до основних напрямів реконструкції систем електропостачання можна віднести зміни в схемі, пов’язані із:

  •  розмежуванням живлення окремих груп електроприймачів;
    •  заміною силових трансформаторів на більш потужні в зв'язку із збільшенням потужності при розширенні виробництва або необхідністю забезпечення самозапуску електродвигунів відповідальних електроприймачів;
      •  переходом на підвищену напругу;
      •  заміною електрообладнання більш сучасним і енергоощадним;
      •  змінами технології виробничого процесу;
      •  збільшенням максимальної потужності к. з. на шинах центру живлення;
      •  проектуванням третього вводу для особливої групи електроприймачів 1-ої категорії, секціонуванням повітряної лінії нафтопромислового району та інші.

Вихідні дані для проектування

Для виконання проекту необхідні наступні вихідні дані:

  1.  Генеральний план підприємства, на якому позначені місця розташування цехів, шляхи внутрішньозаводського транспорту, зелені насадження, трубопроводи й інші об'єкти й спорудження.
  2.  Характеристика технологічного процесу виробництва підприємства й окремих   цехів, технологічний взаємозв'язок цехів. Оцінка впливу раптових переривів електропостачання на технологічний процес.
  3.  Електричні навантаження по цехах підприємства у вигляді загальної встановленої потужності. Для цеху, електропостачання якого   треба розробити докладно - паспортні дані окремих приймачів   електроенергії (номінальна потужність, коефіцієнт потужності, коефіцієнти завантаження, вмикання, використання, ККД, номінальна напруга, для   приймачів з повторно-короткочасним   режимом   роботи,   додатково - тривалість вмикання). Перспективи росту електричних навантажень окремих цехів і підприємства в цілому (за рахунок реконструкції, уведення нових потужностей і т.д.).
  4.  Графіки активних і реактивних навантажень промислового підприємства в цілому й окремих його цехах   за характерну літню й зимову добу.
  5.  Характеристика споживачів електроенергії з погляду їхнього впливу на якість електроенергії.
  6.  План розташування обладнання в цеху, докладно розглянутого в проекті; відомості про характер навколишнього середовища в цеху (ступінь займистості будівельних матеріалів  і конструкцій, вологість середовища приміщення, наявність хімічно активних речовин і т.д.). При докладному розгляді електричного освітлення даного цеху потрібні додаткові відомості: розріз освітлюваного приміщення із вказівкою розмірів світлових  прорізів і характеру поверхні, що відбиває, стін по користі, робочої поверхні або підлоги (наприклад, побілений стеля, бетонні стіни з вікнами й т.п.).

7. Відомості про джерела електропостачання промислового підприємства:

- схема існуючого живлення із вказівкою потужності джерел живлення (генераторів або силових трансформаторів). При відсутності таких даних необхідні відомості про можливі джерела живлення і їхньої потужності;

- реактивний опір джерел живлення або потужність КЗ на шинах джерел живлення; якщо ці дані відсутні, необхідно знати потужність, що відключає, вимикача джерела живлення;

- відстань від джерел живлення до промислового підприємства;

- напруги на збірних шинах джерел живлення;

- потужності, які можуть бути отримані від джерел живлення (електростанцій, енергосистеми) при проектуванні електропостачання даного підприємства.

  1.  Значення реактивних потужностей,   які можуть
     бути передані з енергосистеми в мережу промислового підприємства в режимі її найбільшого й найменшого активного навантаження.
  2.  При виконанні проектів по реконструкції систем
     електропостачання промислових підприємств   додатково до зазначеного вище матеріалам необхідно мати існуючу схему електропостачання підприємства, типи встановленого силового обладнання, марки й перетини проводів, жил кабелів, струмопроводів.

10. Інші дані, необхідні для розробки спеціальних питань (визначаються керівником проекту).

Об'єм вихідних даних на курсовий проект визначається темою проекту - розробляється електропостачання цеху або підприємства малої потужності. У першому випадку необхідні вихідні дані по пп. 2-7 із прив'язкою їх до розглянутого цеху. У другому випадку приймають вихідні дані по пп. 1-9 і уточнюють їх залежно від об'єму розглянутих завдань у проекті.


3. Структура і зміст курсового проекту

Тема  “Електропостачання промислового підприємства”

  1.  Загальна характеристика технологічного процесу і споживачів електроенергії.
  2.  Розрахунок електричних навантажень.
  3.  Компенсація реактивної потужності.
  4.  Вибір потужності, числа і розташування цехових трансформаторних підстанцій (ТП) і трансформаторів головної знижувальної підстанції (ГЗП).
  5.  Розробка схеми електричних з’єднань системи електропостачання (ГЗП, РП або ТП).
  6.  Розрахунок схем зовнішнього і внутрішнього електропостачання підприємства.
  7.  Розрахунок струмів короткого замикання.
  8.  Вибір і перевірка основних електричних апаратів на стійкість струмам к.з.
  9.  Розрахунок електросилової мережі одного із цехів (дільниці).
  10.  Проектування освітлення одного з цехів.
  11.  Вибір системи обліку електроенергії.

Графічна частина

  1.  Генеральний план підприємства з нанесеною картограмою навантаження, трасами високовольтних мереж і розміщенням трансформаторних підстанцій.
  2.  Принципова однолінійна схема електропостачання підприємства.

Тема «Електропостачання цеху»

  1.  Загальна характеристика цеху і його електроприймачів.
  2.  Розрахунок електричних навантажень цеху.
  3.  Компенсація реактивної потужності споживачів цеху.
  4.  Вибір потужності, числа і розташування трансформаторів ТП.
  5.  Вибір схеми електропостачання цеху і оптимальної напруги мережі.
  6.  Розробка схеми електричних з’єднань РП і ТП.
  7.  Розрахунок мережі живлення і розподільної силової мережі.
  8.  Розрахунок струмів к.з. в мережах до і вище 1000 В.
  9.  Вибір основних електричних апаратів і струмоведучих елементів.
  10.  Розрахунок електроосвітлення цеху.
  11.  Вибір системи обліку електроенергії цеху.

Графічна частина

  1.  План цеху із зазначенням місця розміщення ТП та РП і трас силової електричної мережі.
  2.  Принципова однолінійна схема електропостачання цеху. Розрахункові таблиці.

3.1 Загальна характеристика технологічного процесу та електроприймачів

В даному розділі наводиться:

  •  опис технологічного процесу, характеристика територій та приміщень за ступенем вибухо- і пожежобезпеки, наявністю агресивних  та хімічно активних речовин, кліматичні умови, характеристика приміщень за класом електробезпеки;
  •  характеристика електроприймачів (їх тип, режими роботи, номінальна потужність та напруга, середній та номінальний коефіцієнти потужності, коефіцієнти завантаження, використання та вмикання, час використання найбільшого навантаження, технологічні взаємозв’язки, робочі та резервні електроприймачі);
  •  категорія електроприймачів за ступенем надійності електропостачання;
  •  генеральний план підприємства та план розташування технологічного обладнання у цехах зі схемами опалення, вентиляції, водопостачання й каналізації, технологічних трубопроводів, доріг, залізничних колій та ін;
  •  дані про потенційні джерела електроживлення, їх потужності, однолінійні схеми РП,  номінальні напруги, потужності струмів КЗ, категорія надійності,  економічні еквіваленти реактивної потужності та тарифи на електроенергію.


3.2 Розрахунок електричних навантажень комплексним методом

Особливість розрахунків полягає в тому, що при визначені максимального розрахункового навантаження в системі електропостачання розглядаються шість основних рівнів, які розрізняються за характером електропостачання і, як наслідок, способом розрахунку електричних навантажень:

1 рівень електропостачання ― це лінії електричної мережі, які зв´язують окремі електроприймачі (ЕП) з розподільчим пунктом, до якого вони підключені;

2 рівень електропостачання ― лінії розподільчої мережі напругою до 1 кВ, які забезпечують зв´язок силових розподільчих пунктів, щитів, а також магістральні шинопроводи;

3 рівень електропостачання ― шини 0,4 кВ цехової трансформаторної підстанції;

4 рівень електропостачання ― шини РП 10(6) кВ та лінії, які підходять до них. У випадку відсутності РП 10(6) кВ 4 і 5 рівні ідентичні;

5 рівень електропостачання ― шини нижчої напруги ГЗП, ПГВ, опорної підстанції района;

6 рівень електропостачання ― границя розподілу балансової приналежності мереж енергосистеми та промислового підприємства.

Вхідна інформаційна база для розрахунку:

  •  номінальна (встановлена) потужність одного електроприймача рн;
    •  кількість електроприймачів однакової встановленої потужності n;
  •  загальна встановлена потужність електроприймача
    Р
    н = рнn;
  •  коефіцієнт вмикання електроприймача kв;
  •  середній коефіцієнт реактивної потужності tgc.

Алгоритм:

  1.  Розрахункові активне та реактивне навантаження і переріз провідників всіх ліній 1 рівня вибираються і приймаються рівними фактично споживаній потужності, яку можна наближено, на інтервалі вмикання tв, визначити

;                              (3.1)

               ;                                (3.2)

де kз - індивідуальний коефіцієнт завантаження,

     - номінальна потужність електроприймача, кВт,

     - тангенс середнього коефіцінта навантаження.  

  1.  За методом впорядкованих діаграм визначається розрахункове навантаження на другому рівні електропостачання

                                    ,                       (3.3)

де Рном - номінальна потужність групи електроприймачів, кВт,

Kвик - груповий коефіцієнт використання за активною потужністю за цикл tц, Тц, який можна визначити через індивідуальні kвик:

,

kвик = рсн ,

Kвик = Рсн,

де рс та  Рс – середні навантаження (математичні очікування) індивідуального та групового графіку.

Коефіцієнт максимуму КМ визначається за кривими
рис. 3.1 або з таблиць в залежності від значення
групового коефіцієнту використання Квик за найбільш завантажену зміну та ефективного числа електроприймачів в групі nе 

.

Ефективне число електроприймачів у групі не може бути більшим за їх кількість.

Для групи з кількістю електроприймачів менше 4 розрахункове навантаження приймається рівним сумі номінальних потужностей

.

Для групи електроприймачів з тривалим режимом роботи і практично постійним графіком навантаження, у яких kвик≥0,6 і kв=1, значення КМ=1.

Максимальне реактивне навантаження визначається за формулою

,                                     (3.4)

де , якщо nе≥10, у інших випадках ,       - середня реактивна потужність, квар.


Рисунок 3.1-Криві коефіцієнтів максимуму для різних коефіцієнтів використання Квик  в залежності від nе


  1.  Здійснюється визначення електричних навантажень на 3 рівні електропостачання за виразами:

;                       (3.5)

;              (3.6)

де ― коректуючий коефіцієнт, отриманий з вихідних даних, приведених в загальних нормах технологічного проектування машинобудівних підприємств і підприємств ряду інших галузей промисловості.

При проектуванні підприємств та цехів вказані норми передбачають надлишковість технологічного обладнання і його одиничних потужностей по відношенню до числа і потужності обладнання необхідного для передбаченого планового випуску продукції. В зв´язку з цим на 3 рівні електропостачання слід вводити додатковий коефіцієнт , який коректує розрахункове навантаження і який визначається за  виразом:

                          ;                               (3.7)

де Кінт―коефіцієнт інтенсивності використання основного технологічного обладнання

                                    ,                               (3.8)

де N1―розрахункове число одиниць обладнання; N2―фактично прийняте в проекті число одиниць обладнання; Кп―коефіцієнт втрат номінального фонду часу, обумовлених простоями обладнання при планово-попереджувальних ремонтах; Кн―коефіцієнт нерівномірності споживання та виробництва.

Вихідні дані для визначення повинні бути отримані з “Норм технологічного проектування” відповідних підприємств для різних галузей промисловості.

Коли для проектованих підприємств відсутні технологічні норми проектування, які дозволяють ввести корекцію на надлишковість обладнання, можливе введення коректуючих коефіцієнтів, отриманих експериментально в результаті обстеження об´єктів аналогічних виробництв ( = Кк). Значення  і Кк можна отримати з довідників.

Наближено значення Кк можна прийняти у залежності від групового коефіцієнта використання Квик

Квик                     Кк

до 0,3       -         0,7

0,3-0,45    -         0,8

 0,45-0,6    -         0,85

0,6-0,75    -         0,9

  1.  На 4 рівні електропостачання максимальні розрахункові активні та реактивні навантаження РП мережі вище 1 кВ визначаються у відповідності з виразами:

;                      (3.9)

;          (3.10)

де   N―кількість високовольтних ЕП без врахування споживачів з різкозмінним графіком навантаження, які підключені до РП;                                                                        m - кількість цехових трансформаторів, приєднаних до РП.

Якщо у вузлі навантаження є високовольтні СД, то при визначенні QМІV їх реактивна потужність спочатку приймається рівною нулю QСД = 0, а після вибору засобів компенсації - фактичній реактивній потужності (генерованій, чи споживаній).

  1.  На 5 рівні електропостачання розрахункові активні та реактивні навантаження визначаються за виразами:

                     ;            (3.11)

           ;       (3.12)

де Крм ― коефіцієнт різночасності максимумів навантаження (Крм  0,9) (його значення може встановлюватися в залежності від місцевих умов (0,85-1));                      m―кількість РП, приєднаних безпосередньо до шин ГЗП; N―кількість електроприймачів, приєднаних безпосередньо до шин ГЗП.

Реактивна потужність високовольтних СД приєднаних до шин ГЗП на початковому етапі приймається рівною нулю.

При різкозмінному навантаженні, приєднаному на 4 та 5 рівнях, сумують графіки Р(t) та Q(t) і визначають максимальне навантаження з результуючих графіків.

  1.  На 6 рівні електропостачання розрахункове активне та реактивне навантаження визначають як:

;                      (3.13)

;                     (3.14)

де РГЗП і QГЗП ― відповідно втрати активної та реактивної потужності в трансформаторах ГЗП.

При паралельній роботі n однотипних трансформаторів сумарні втрати потужності можуть бути визначені за формулами

,              (3.15)

.                (3.16)

Втрати активної і реактивної потужності в триобмотковому трансфоматорі можна визначити як суму втрат потужностей в опорах обмоток і втрат холостого ходу

,        (3.17)

,      (3.18)

де SВ, SС, SН ― навантаження обмоток ВН, СН і НН трансформатора; Uном―номінальна напруга обмотки, до якої приведені опори схеми заміщення триобмоткового трансфорамтора.

Аналогічно визначаються втрати потужності в автотрансформаторах.

3.3 Побудова картограми навантажень і визначення місця розташування підстанцій

Одними з основних ланок системи електропостачання промислового підприємства є ГЗП, РП і ТП. Тому оптимальне розташування підстанцій на території промислового підприємства є дуже важливим завданням. Для визначення місця розташування ГЗП, РП і ТП при проектуванні системи електропостачання на генеральний план промислового підприємства наноситься картограма навантажень, яка являє собою розміщені по генеральному плану кола, причому площі, що утворюються цими колами, в вибраному масштабі рівні розрахунковим навантаженням цехів. Для кожного цеху наноситься своє коло, центр якого співпадає із центром навантажень цеху. Картограма навантажень будується окремо для електроприймачів напругою до і вище 1 кВ. Для більш чіткого уявлення про характер навантаження електроприймачів до 1 кВ на картограмі виділяють сектор освітлювальних навантажень.

Головну знижувальну й цехові підстанції слід розташовувати як можна ближче до центру електричних навантажень, так як це дозволяє наблизити високу напругу до центру споживання електричної енергії й значно скоротити довжину як розподільчих мереж високої напруги, так і цехових електричних мереж низької напруги, зменшити витрату провідникового матеріалу й знизити втрати електричної енергії. Розподільчі пункти без перетворення енергії зручніше розміщувати на межі ділянок мережі, які живляться від них, таким чином, щоб не було зворотних потоків енергії.

Важливою задачею під час проектування електропостачальних систем промислових підприємств є визначення їх оптимальної структури та конфігурації. Розташування підстанцій у центрі чи в області розсіяння центру електричних навантажень, при нерівномірному розташуванні навантажень на території підприємств, не завжди дозволяє побудувати найвигіднішу систему електропостачання.

Однією з основних задач проектування електропостачальної системи промислового підприємства є раціональне розташування головної знижувальної підстанції (ГЗП), головної розподільної підстанції (ГРП), розподільних пунктів (РП), цехових трансформаторних підстанцій (ТП), силових пунктів (СП) на території підприємства. Бо від розташування підстанцій, силових і розподільних пунктів на території підприємства залежать техніко-економічні показники електропостачальної системи в цілому, тому що воно визначає структурну конфігурацію ЕПС. Зокрема, довжини розподільних мереж (витрати кольорового металу), втрати електроенергії, витрати на спорудження й експлуатацію мереж.

До теперішнього часу використовується методика визначення координат місця встановлення підстанцій як центра активних потужностей приймачів електроенергії

                                                   (3.19)

де Ррі – розрахункова активна потужність і-го приймача електроенергії (силового пункту);

хі, уі – координати місця встановлення і-го приймача електроенергії (силового пункту);

n – кількість приймачів електроенергії, у тому числі силових пунктів.

З урахуванням графіку споживання електроенергії і-го приймача формула (3.19) матиме такий вигляд:

                                      (3.20)

де Ті – тривалість роботи і-го електроспоживача .

Таким чином, у випадку визначення координат ЦЕН за активними потужностями в цілому країні наносяться великі збитки за рахунок збільшення витрат на електропостачальні системи через нераціональну побудову структурної конфігурації схем внутрішнього та цехового електропостачання внаслідок нераціонального визначення місця встановлення ТП, РП і шаф у центрах активних потужностей приймачів електроенергії.

Вибір перерізу проводів, кабелів і шин, що визначають витрати на електропостачальну систему, здійснюється за струмами, що розраховані за повною розрахунковою потужністю. Це дозволить наблизити вищу напругу до центра споживання електричної енергії та скоротити довжину ліній. Отже, місце розташування ТП, РП, силових пунктів і шаф необхідно визначати як центр повних потужностей споживачів електроенергії:

                                                 (3.21)

Необхідно зазначити, що під час визначення місця встановлення РП і ТП за (3.21) необхідно враховувати повну розрахункову потужність не як векторну, а як скалярну величину, яка дорівнює її модулю. Якщо кількість годин використання максимуму навантаження Ті окремих дільниць, їх груп чи цехів значно відрізняється і така відмінність є стійкою, то це доцільно враховувати під час визначення координат ЦЕН таким чином:

                                           (3.22)

Оптимальним вважається таке розташування підстанції, коли забезпечується мінімум дисконтованих витрат на електропостачальну систему, а саме

                                        (3.23)

де   Ед – норма дисконту;

К – капітальні вкладення даного варіанту;

Ве – вартість щорічних експлуатаційних витрат;

Ввтр – вартість щорічних втрат електроенергії;

З – ймовірні збитки від перерв електропостачання протягом року.

3.4 Вибір кількості, потужності і розташування цехових трансформаторних підстанцій

Вибір кількості і потужності цехових трансформаторних підстанцій повинен проводитись одночасно з вибором засобів компенсації реактивної потужності на основі техніко-економічних розрахунків, виходячи з питомої густини навантаження, повного розрахункового навантаження об’єкту (корпусу, цеху, відділення) та інших факторів, обумовлених технічними умовами.  

Вибір потужності цехових трансформаторів проводиться по питомій густині навантаження цеху і повному розрахунковому навантаженню вузла. При питомій густині більше 0,2-0,3 кВА/м2 і сумарному розрахунковому навантаженню більше 3000-4000 кВА доцільно застосовувати цехові трансформатори потужністю 1600 кВА - 2500 кВА. При питомій густині і сумарному навантаженню нижче вказаних значень застосовуються трансформатори потужністю 400-1000 кВА. Число типорозмірів трансформаторів на одному підприємстві повинне бути мінімальне. Для трансформаторів цехових підстанцій слід, як правило, приймати наступні коефіцієнти завантажень:

для цехів з переважаючим навантаженням І категорії при двотрансформаторних підстанціях – 0,65-0,7;

для цехів з переважаючим навантаженням ІІ категорії при двотрансформаторних підстанціях з взаємним резервуванням
трансформаторів – 0,7-0,8;

для цехів з переважаючим навантаженням ІІ категорії при можливості використання централізованого резерву трансформаторів і для цехів з навантаженням ІІІ категорії – 0,9-0,95.

При виборі цехових трансформаторів слід враховувати величину струмів короткого замикання, яка не повинна перевищувати номінальних значень, допустимих для захисних апаратів (автоматів і запобіжників) напругою до 1 кВ. Виходячи з вказаних міркувань, при встановленні автоматів типу АВМ потужність цехових трансформаторів в одиниці не повинна перевищувати1000 кВА при вторинній напрузі 380 В. При встановленні трансформаторів більшої потужності (1600 – 2500 кВА) необхідно застосування автоматів типу „Електрон”.

При виборі кількості трансформаторів цехових підстанцій слід виходити з принципу розукрупнення підстанцій. Цехові трансформатори повинні розміщуватися з найбільшим наближенням до центру навантаження, що живиться ними, з деяким зсувом у сторону джерела живлення (ДЖ). При цьому повинні дотримуватися вимоги мінімуму займаної корисної площі цеху, відсутності перешкод виробничому процесу, дотримання електричної й пожежної безпеки.

Для живлення електричних навантажень ІІ категорії слід, як правило, приймати однотрансформаторні цехові підстанції 10-6/0,4 кВ при умові резервування потужності по перемичках на вторинній напрузі, достатньої для живлення найбільш відповідальних споживачів. Їх можна застосовувати і при навантаженнях І категорії, якщо потужність останніх не перевищує 15-20% і резервування забезпечується також по перемичках на вторинній напрузі. Двотрансформаторні цехові підстанції слід застосовувати при зосереджених навантаженнях або переважанні споживачів І категорії.

Електроприймачі напругою до 1 кВ є значними споживачами реактивної потужності, тому компенсуючі пристрої повинні розташовуватися якомога ближче до місць споживання реактивної потужності. Питання компенсації навантажень в цих мережах повинні вирішуватися в першу чергу.

Потужність конденсаторних батарей, що встановлюються в мережах до 1 кВ, повинна бути кратною потужності типових комплектних конденсаторних установок (ККУ). Вибір одиничної потужності ККУ залежить від ряду факторів – кількості  і потужності трансформаторів, конфігурації і виконання мережі напругою до 1 кВ, розташування живлячих пунктів, в яких, як правило, рекомендується розміщувати конденсаторні батареї, умов середовища цеху і т.д.

Рекомендується наступний порядок розрахунків:

Для розрахункових умов визначають мінімальну кількість трансформаторів і їх одиничну потужність при повній компенсації (cos φ = 1):

                                                     (3.24)

де Рм – розрахункове мінімальне навантаження вузла від силових і освітлювальних електроприймачів (ЕП). Мінімальна кількість трансформаторів може бути визначена по середній активній потужності за найбільш завантажену зміну Рзм із урахуванням того, що постійна часу нагрівання силових трансформаторів Т0 > 30 хв;        Sт – номінальна потужність одного трансформатора КТП; β – коефіцієнт завантаження трансформатора, приймається згідно СН 174-75, 7.20 [4].

Мінімальна кількість трансформаторів Nмін заокруглюється до найближчого цілого числа не обов’язково в бік зростання. При заокругленні кількості трансформаторів по (3.24) в сторону меншого числа необхідно, щоб β ≤ 0,93.

3.5 Вибір та порівняння варіантів компенсації реактивної потужності

Навантаження підприємств звичайно має індуктивний характер, який спричиняє споживання реактивної потужності. Ця потужність у свою чергу спричиняє такі негативні явища, як збільшення плати за спожиту електроенергію, додаткові втрати в струмопровідних елементах , завищення потужності трансформаторів, перерізів кабелів та провідників, відхилення напруги в мережі від номінальної.

Для зменшення негативного впливу реактивної електроенергії використовують компенсацію реактивної потужності (КРП).

Зміна економічних умов в країні, пов’язаних з переходом на ринкові механізми господарювання, зміна методики оплати за реактивну енергію, технічний прогрес у розвитку засобів компенсації реактивної потужності та їх автоматизації вимагає нових підходів у визначенні оптимального варіанту компенсації реактивної енергії.

При порівнянні варіантів компенсації необхідно враховувати наступне:

  1.  Загальні методичні положення визначення економічної ефективності інвестицій в енергетику [3].
  2.  Методику обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами [5]. 
  3.  Характеристики точок розрахункового обліку електроенергії та економічний еквівалент реактивної потужності згідно додатку до договору на постачання електроенергії.
  4.  Тарифи на  активну електроенергію та  фактичну середню закупівельну ціну на електроенергію енергопостачальної організації.
  5.  Схему електропостачання та параметри її елементів.
  6.  Режим роботи підприємства та характерні добові графіки активної та реактивної потужності підприємства у робочі та вихідні дні.
  7.  Річні графіки помісячного споживання активної та реактивної електроенергії.

Засоби компенсації реактивної потужності

У якості джерел реактивної потужності використовують синхронні двигуни в режимі перезбудження, нерегульовані і регульовані конденсаторні установки високої та низької напруг, статичні тиристорні компенсатори реактивної потужності.

Сучасні конденсаторні батареї характеризуються малими діелектричними  втратами (0,25 Вт/квар для 0,4 кВ і 0,07 Вт/квар для 10кВ), терміном служби більше 100 000 годин,  високою стабільністю пускового струму, широким діапазон робочих температур від -40 °С до 50 °С, наявністю сухого екологічного діелектрика, мають вмонтовані розрядні опори та захист від перенапруг, який може мати місце в момент комутації. Це забезпечує їх високу надійність роботи. Розширено діапазон номінальних потужностей конденсаторних батарей: напругою 0,4 кВ - від 1,5 квар і напругою 6,3 кВ - від 25 квар. Використання сучасних матеріалів дозволило зменшити габаритні розміри конденсаторів.

Система регулювання реактивної потужності синхронного двигуна (СД) дозволяє регулювати збудження груп синхронних двигунів за умовами максимальної компенсації реактивної потужності, стабілізації напруги вузла навантаження. Система діє на входи необхідної кількості тиристорних збудників СД , забезпечуючи оптимальний режим роботи.

Тиристорні компенсатори реактивної потужності 6 і 10 кВ забезпечують швидкодіючу компенсацію реактивної потужності , стабілізацію напруги на шинах споживача, фільтрацію вищих гармонік, приєднуються без трансформатора. Їх номінальна потужність -6.3 , 12.5 , 20 і 40 МВАр. Вони обладнані фільтрами 3,5,7,11,13  гармонік, мікропроцесорним керуванням.

За місцем приєднання розрізняють наступні схеми компенсації:

  •  загальна – на вводі підприємства, або структурного підрозділу;
  •  групова – на лінії групи однотипних електроприймачів;
  •  індивідуальна – в безпосередній близькості до електроприймача.

Найбільш ефективними є засоби автоматичного регулювання потужності компенсуючих пристроїв (КП) – автоматичні регулятори потужності конденсаторних установок , чи автоматичні регулятори збудження синхронних двигунів.

За типом регулювання потужності конденсаторних батарей установки бувають:

  •  звичайні (релейні) – у яких комутація конденсаторів виконується за допомогою електромеханічних реле;
  •  статичні (тиристорні) – у яких використовуються тиристорні ключі.

В статичних установках комутація конденсаторів проходить в момент нульової напруги , завдяки чому вони забезпечують високу швидкодію (до 14 комутацій в секунду); малий рівень електромагнітних завад; малий знос конденсаторів; висока надійність ключів; зниження втрат в конденсаторах.

Останнім часом для керування конденсаторними установками широко застосовуються мікропроцесорні регулятори, які використовують оптимальні  алгоритми роботи з мінімальним числом комутацій. Використовуючи ступені конденсаторів різної потужності вони зводять до мінімуму споживання реактивної електроенергії.

Варіанти обліку реактивної електроенергії

Техніко-економічне порівняння варіантів обліку реактивної електроенергії дозволило зробити наступні висновки:

  1.  Прилади обліку реактивної електроенергії доцільно встановлювати на межі розділу балансової належності електромереж.
  2.  Однозначна перевага встановлення приладів обліку споживання та генерації реактивної електроенергії у порівнянні з розрахунковим методом оплати, який застосовується при відсутності приладів обліку [5].
  3.  Припустимо не встановлювати прилади обліку генерованої електроенергії при відсутності компенсуючих пристроїв.
  4.  При необхідності встановлення нових приладів обліку споживання та генерації реактивної електроенергії доцільно встановлювати сучасні електронні прилади, які здійснюють облік активної та реактивної електроенергії у обох напрямах.

Варіанти компенсації реактивної потужності

  1.  Без компенсації реактивної потужності.
  2.  Групова компенсація нерегульованими низьковольтними конденсаторними батареями .
  3.  Індивідуальна компенсація нерегульованими   конденсаторними батареями спареними з електроприймачами.
  4.  Загальна компенсація нерегульованими високовольтними  конденсаторними батареями.
  5.  Компенсація конденсаторними батареями керованими за часом.
  6.  Компенсація автоматичними конденсаторними установками низької напруги.
  7.  Компенсація за допомогою автоматичної системи регулювання реактивної потужності синхронного двигуна.
  8.  Компенсація статичними тиристорними компенсаторами.

Техніко-економічне порівняння варіантів

Згідно [3] критерієм порівняльної ефективності капіталовкладень є умова мінімуму сумарних дисконтованих затрат

               ,            (3.25)

де   - капітальні вкладення в засоби КРП, грн;

- ліквідна (залишкова) вартість демонтованого обладнання, грн;

- річні витрати на експлуатацію засобів КРП, грн;

- вартість річних втрат електроенергії , грн;

- річна плата за споживання і генерацію реактивної    електроенергії , грн;

 - норма дисконту (0,1-0,2).

Капіталовкладення включають вартість самих компенсуючих пристроїв, комутуючої, регулюючої та захисної апаратури, приміщення для встановлення конденсаторних батарей, вартість монтажу.

Річні витрати на експлуатацію

,                             (3.26)

де   - норма щорічних витрат на технічне обслуговування і ремонт засобів КРП, % [3].

Вартість річних втрат активної електроенергії включає втрати в елементах системи електропостачання від протікання реактивної електроенергії, діелектричні втрати в конденсаторних батареях та додаткові втрати в синхронних двигунах спричинені генеруванням реактивної електроенергії.

,                            (3.27)

де   - річні втрати електроенергії, кВт·год;

- тариф на активну електроенергію на межі розподілу з енергосистемою, грн/кВт·год.

Втрати в елементах мережі, обумовлені протіканням реактивної електроенергії:

,                    (3.28)

де - спожита, або генерована реактивна електроенергія, яка передається через елемент схеми мережі, квар·год;

- коефіцієнт форми добового графіка навантаження;

- опір елемента електричної мережі, Ом ;

- розрахунковий період, год;

- напруга мережі, кВ.

Втрати активної електроенергії в конденсаторах, обумовлені діелектричними втратами:

,                      (3.29)

де  - номінальна потужність конденсаторної батареї, квар;

- питомі діелектричні втрати, Вт/квар;

- час ввімкненого стану, год.

Втрати активної електроенергії в автоматичних конденсаторних установках та тиристорних компенсаторах:

,                      (3.30)

де   - вироблена компенсаційною установкою реактивна енергія (за умови 100% компенсації вона рівна споживаній реактивній електроенергії за відсутності компенсації), квар·год;

- питомі  втрати в установці, Вт/квар.

Втрати активної електроенергії в синхронних двигунах, обумовлені генеруванням реактивної електроенергії:

,          (3.31)

де - середня генерована реактивна потужність, квар;

- номінальна реактивна потужність синхронного двигуна, квар;

, - розрахункові коефіцієнти, які залежать від параметрів двигуна, кВт;

- час роботи двигуна, год

Річна плата за споживання і генерацію реактивної    електроенергії визначається згідно [5].

,                    (3.32)

де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії;

П2 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;

П3 - знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні режимів мережі електропередавальної організації в розрахунковий період.

Основна плата за спожиту і генеровану реактивну електроенергію визначається формулою

  ,          (3.33) 

де n - число точок розрахункового обліку реактивної енергії;

WQсп - споживання реактивної енергії в точці обліку за розрахунковий період, квар·год;

WQг - генерація реактивної енергії в мережу електропередавальної організації в точці обліку за розрахунковий період, квар·год;

К=3 - нормативний коефіцієнт урахування збитків енергосистеми від генерації реактивної електроенергії з мережі споживача;

D - економічний еквівалент реактивної потужності (ЕЕРП), що характеризує частку впливу реактивного перетоку в точці обліку на техніко-економічні показники в розрахунковому режимі, кВт/квар;

T - фактична середня закупівельна ціна на електроенергію, що склалася за розрахунковий період (розраховується відповідно до нормативних документів НКРЕ), грн./кВт·год.

За умови зонного обліку реактивної електроенергії плата за генерацію нараховується тільки у зоні нічного провалу добового графіка за вищезгаданою фактичною середньою закупівельною ціною.

Надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП визначається формулою

,                   (3.34)

де П1 – сумарна основна плата;

Сбаз=1,0 - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;

Кφ - коефіцієнт, що вибирається з таблиці [5] залежно від фактичного коефіцієнта потужності споживача tgφ  в середньому за розрахунковий період.

При обчисленні таблиці Кφ введено зону нечутливості надбавки П2 до споживання реактивної потужності, обмежену значенням граничного коефіцієнта потужності - cosφг = 0,97 (tgφг = 0,25).

Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший наведеного значення cosφг.

Фактичний коефіцієнт потужності споживача в середньому за розрахунковий період визначається формулою

,                             (3.35)

де WP - споживання активної електроенергії за розрахунковий період, кВт·год.;

WQсп - споживання реактивної електроенергії за той же період, квар·год.

У разі отримання значення tgφ більше 2,00 для вибору Кφ береться tgφ = 2,00.

Знижка плати за споживання та генерацію реактивної електроенергії можлива за умов достатнього оснащення електричної мережі споживача засобами КРП, наявності зонного обліку спожитої і генерованої електроенергії, виконання споживачем обумовленого електропередавальною організацією добового графіка споживання і генерації електроенергії та наявності його оперативного контролю. Графіки споживання і генерації, а також розміри знижки обумовлюються в Договорі.

У залежності від обраного способу компенсації спожита WQсп та генерована WQг підприємством реактивна енергії визначаються наступним шляхом з характерних добових графіків навантаження.

За умови відсутності компенсуючих пристроїв оплата розраховується помісячно за показами приладів, чи розрахунковим шляхом за характерними добовими графіками навантаження методом графічного інтегрування.

Нерегульовані компенсуючі пристрої

Оптимальна потужність КП повинна задовольняти умові:

.               (3.36)

На етапі попереднього порівняння варіантів спожита WQсп та генерована WQг реактивна енергії визначаються  з характерних добових графіків навантаження шляхом числового інтегрування (рис.3.2). 

 

Рисунок 3.2 – Графік реактивної потужності з врахуванням нерегульованих КП

,                          (3.37)

де ,  - спожита і згенерована за добу реактивна електроенергії, кар·год,

- число характерних діб у розрахунковому періоді.

Регульовані за часом компенсуючі пристрої

Якщо КП вмикаються тільки на час зростання реактивного навантаження і потужність КП вибрана таким чином, що перекомпенсація неможлива (рис.3.3) , тоді

,                 (3.38)

де   - споживання реактивної енергії до встановлення КП, квар·год;

- час роботи КП за розрахунковий період, год;

- потужність КП, квар.

Рисунок 3.3 – Графік реактивної потужності при встановленні регульованих за часом КП

Якщо ж потужність КП вибрано таким чином, що можливе генерування реактивної електроенергії, то використовують чисельне інтегрування за характерними добовими графіками навантаження для робочих та неробочих днів, як наведено у попередньому варіанті.

Індивідуальна компенсація реактивної потужності

Як і у випадку нерегульованих КП потужність індивідуальних конденсаторних батарей, приєднаних безпосередньо до затискачів електроприймача необхідно вибирати за умовою (3.36).

При рівномірному графіку навантаження електроприймача потужність КП вибирають між мінімальним та середнім реактивним навантаженням

.                              (3.39)

Тоді

,                          (3.40)

де  Qс - середня реактивна потужність електроприймача, квар;

Qк - потужність КП, квар;

tр - час роботи електроприймача у розрахунковому періоді.

При змінному циклічному графіку навантаження електроприймача спожита WQсп та генерована WQг реактивна енергії визначаються  з характерного циклічного графіка навантаження шляхом числового інтегрування (рис.3.4) .

Рисунок 3.4 – Графік змінного реактивного навантаження зі спареною КБ.

,                           (3.41)

де ,  - спожита і згенерована за цикл реактивна електроенергії, квар·год,

, - час роботи електроприймача у розрахунковому періоді і час циклу, год.

Автоматичні конденсаторні установки

Спожиту і генеровану реактивну електроенергії , спричинені дискретним вмиканням конденсаторів , наближено можна визначити за виразом

,                         (3.42)

де     - потужність першої (найменшої) ступені конденсаторної установки, квар;

Тр - розрахунковий період, год.

За умови застосування статичних тиристорних компенсаторів, чи синхронних двигунів з автоматичними регуляторами збудження, враховуючи плавність регулювання, плату за перетоки реактивної електроенергії можна прийняти рівною нулю і компенсацію вважати 100% .

Наявна реактивна потужність СД :

                                  ,                            

де QД.НОМ - номінальна реактивна потужність СД;

N - кількість двигунів в групі;

- найбільше допустиме перевантаження СД по реактивній потужності, визначається з табл.3.1.

Таблиця 3.1 - Середні значення відносних величин наявної реактивної потужності  для синхронних двигунів серій СДН, СТД, СД і СДЗ

Характеристи-

ка двигуна

Напруга на

затискачах

Коефіцієнт завантаження двигунів

0.9

0.8

0.7

СДН 6 і 10 кВ

0.95

1.0

1.05

1.31

1.21

0.96

1.39

1.27

1.12

1.45

1.33

1.17

СДН 6 кВ

600-1000 об/хв

375-500   об/хв

187-300   об/хв

100-167   об/хв

1.1

1.1

1.1

1.1

0.89

0.88

0.86

0.81

0.94

0.92

0.88

0.85

0.96

0.94

0.9

0.87

СДН 10 кВ

1000 об/хв

250-750 об/хв

1.1

1.1

0.9

0.86

0.98

0.9

1.0

0.92

СТД 6 і 10 кВ,   3000 об/хв

0.95

1.0

1.05

1.1

1.3

1.23

1.12

0.9

1.42

1.34

1.23

1.08

1.52

1.43

1.31

1.16

СД і СДЗ 380 в

0.95

1.0

1.05

1.1

1.16

1.15

1.1

0.9

1.26

1.24

1.18

1.06

1.36

1.32

1.25

1.15

В окремих випадках, при обліку зі сторони низької напруги трансформаторних підстанцій, чи неможливості скомпенсувати втрати реактивної потужності в трансформаторах необхідно врахувати плату за втрати реактивної електроенергії в них [5]:

,                  (3.43)

де - складові втрат реактивної потужності за даними холостого ходу і короткого замикання силового трансформатора, квар;

- календарна кількість годин у розрахунковому періоді, год.;

- коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період;

- кількість годин роботи споживача за розрахунковий період, год.

Складові втрат реактивної потужності визначаються за паспортними даними трансформатора:

,                     (3.44)

де - номінальна потужність трансформатора, кВА;

 - струм холостого ходу, %;

 - напруга короткого замикання, %.

Коефіцієнт завантаження силового трансформатора за розрахунковий період визначається формулою

,                            (3.45)

де  – фактичне середнє завантаження трансформатора за розрахунковий період, кВА.

Фактичне середнє завантаження трансформатора визначається за фактичним споживанням електроенергії:

                     (3.46)

3.6 Вибір системи електропостачання заводу

В цьому розділі детально описуються прийняті рішення по вибраній системі зовнішнього і внутрішнього електропостачання підприємства.

Здійснюється опис схеми електропостачання, починаючи з шин джерела живлення. Визначається напруга, переріз і довжина живлячої лінії. Описується схема і конструктивне виконання прийому електроенергії зі сторони вищої напруги трансформатора. Вказуються типи комірок комплектних розподільчих пунктів низької напруги головної знижувальної підстанції, типи і потужності комплектних конденсаторних батарей, місце і спосіб їх установки. Описується схема розподілення електроенергії на території підприємства, вказується тип і спосіб виконання цехових трансформаторних підстанцій.

Описуються намічені засоби автоматики, що відповідають категорійності електроприймачів на підприємств (АПВ на головному вимикачі, АВР на секційному вимикачі ГЗП, РП, секційному автоматі, автоматичне регулювання напруги на трансформаторах ГЗП), і здійснюється їх детальний опис.

Вибір місця розташування, кількості і потужності трансформаторів ГЗП (ПГВ)

Оптимальне розміщення підстанції (ГЗП або ПЗВ) на території промислового підприємства – найважливіше питання при побудові систем електропостачання (СЕП). ГЗП або ПГВ слід розміщувати якомога ближче до центрів навантажень, наскільки дозволяють умови планування підприємства і можливості проходження повітряних ліній 35, 110, 150, 220, 330 кВ.

Наближення високої напруги до центру споживання електричної енергії значно скорочує довжину як розподільчих мереж напругою вище 1 кВ, так і цехових мереж напругою до 1 кВ, зменшує витрату провідникового матеріалу, знижує втрати електричної енергії.

При виборі типу і розміщення підстанції повинні в максимальній степені дотримуватися дві основні вимоги: мінімум місця, займаного на території підприємства, і мінімум перешкод виробничому процесу даного об’єкту.

При виборі місця підстанції основною умовою є розташування електричних навантажень на території підприємства. Повинні враховуватися виробничі, архітектурно-будівельні й експлуатаційні вимоги, конфігурація виробничих приміщень, розташування технологічного обладнання, умови навколишнього середовища. Великі труднощі при виборі місця підстанції викликають насиченість території технологічними, сантехнічними, транспортними комунікаціями. В результаті комплексного вирішення питання оптимального розміщення ГЗП (ПГВ) з врахування технологічних і будівельних можливостей неминучі відступи від теоретично найвигіднішого місця підстанції (в зоні розсіювання центру електричних навантажень підприємства), причому деяке зміщення в сторону джерела живлення не викликає суттєвого подорожчання. Однак необхідно чітко уявляти наслідки таких відступів з точки зору капітальних затрат, витрати провідникового металу і втрат енергії.

Кількість трансформаторів ГЗП і ПГВ визначається вимогами надійності електропостачання з врахуванням категорії споживачів. Надійність електропостачання підприємства досягається встановленням на підстанції не менше двох трансформаторів, які, як правило, працюють роздільно. При цьому дотримується умова, що будь-який з трансформаторів, що залишилися в роботі (при аварії з іншим), забезпечує повністю або з деяким обмеженням споживану потужність. Забезпечення споживаної потужності підприємства в післяаварійному режимі може здійснюватися за рахунок перевантажувальної здатності силових трансформаторів.

Силові трансформатори з системою охолодження М, Д, Дц і Ц допускають тривалі перевантаження в аварійному режимі до 40 % на час щодобового 6-годинного максимуму навантаження на протязі не більше 5 діб при коефіцієнті початкового навантаження К1 не більше 0,93. В об’ємі виконання курсового проекту вибір потужності трансформаторів ГЗП здійснюється по розрахунковому навантаженню підприємства, приведеного до шин ГЗП. При геометричному складанні активних і реактивних навантажень цехових ТП і споживачів напругою вище 1 кВ вводиться коефіцієнт суміщення максимумів К2 = 0,95-0,9 для визначення навантаження по всьому заводу, при цьому необхідно врахувати втрати в елементах системи електропостачання і розрахункову потужність додаткових джерел реактивної потужності (комплектних конденсаторних установок, синхронних двигунів, що працюють в режимі перезбудження):

                                                                                                                                                                                         (3.47)

3.7 Система зовнішнього електропостачання

При виборі схеми зовнішнього електропостачання необхідно враховувати наступні вимоги:

  •  максимальне наближення джерел високої напруги до електроустановок споживачів, завдяки чому зводиться до мінімуму кількість ступенів трансформації і комутації;
  •  відмова від „холодного” резерву. Резерв закладається в самій схемі електропостачання, в якій всі елементи повинні нести постійне навантаження, а в післяаварійному режимі при пошкодженні одного з елементів решта повинні бути в стані прийняти на себе навантаження елемента, що вийшов з ладу, з використанням допустимої перевантажувальної здатності електрообладнання;
  •  глибоке секціонування всіх ланок системи електропостачання, починаючи від шин ГЗП і закінчуючи шинами напруги до 1 кВ цехових підстанцій. Для підвищення надійності живлення секційні апарати передбачаються з пристроєм АВР;
  •  застосування, як правило, роздільної роботи ліній і трансформаторів з використанням перевантажувальної здатності вказаних елементів у післяаварійному режимі.

Вимоги, що висуваються до схем електропостачання і до джерел живлення, залежать від особливостей технологічного процесу підприємства і від споживаної ним потужності.

Раціональна система електропостачання передбачає застосування глибоких вводів, підвищених напруг живлячих і розподільчих мереж, застосування принципу розукрупнення підстанцій, спрощення схем комутації підстанцій. Глибокі вводи напругою 35-110 кВ слід виконати магістральними повітряними лініями від енергосистеми з відгалуженнями до підстанції, що розташовується в центрах навантажень (в зоні розсіювання центру електричних навантажень) даного підприємства. Живлення підприємства електроенергією з електроприймачами І категорії слід здійснювати по одній двоколовій повітряній лінії електропередачі. Вибір пропускної здатності живлячих ліній в нормальному і післяаварійному режимах належить проводити з врахуванням перспектив розвитку підприємства. При виході з ладу однієї з живлячих ліній, інша повинна забезпечити живлення всіх електроприймачів І категорії, а також тих електроприймачів ІІ категорії, безперебійна робота яких необхідна для функціонування основних виробництв. Живлення підприємств слід здійснювати по спрощених схемах із застосуванням підстанцій з найпростішими схемами і конструкціями без збірних шин і вимикачів на первинній напрузі з відкритим встановленням трансформаторів ГЗП (ПГВ). При виконанні блочних схем підстанцій напругою 35-110 кВ слід застосовувати схеми з короткозамикачами і відокремлювачами – для підстанцій, що приєднуються до відгалужень від минаючих магістральних ліній напругою
35-110 кВ.

Вибір напруги мереж, що живлять підприємство, здійснюється по одній з відомих формул розрахунку раціональної напруги – формулі Стіла, перетвореної С.Н. Новиковим:

                                 ,                        (3.48)

де РМΣ – розрахункове активне навантаження підприємства, МВт;  l – довжина лінії, що живить підприємство, км.

Отримана нестандартна величина напруги заокруглюється до найближчої стандартної. Приводиться тип і технічні дані трансформаторів ГЗП. Визначаються втрати потужності в них і розраховується навантаження підприємства, приведене до вищої напруги.

Після цього визначають переріз ЛЕП. Вибір економічно доцільного перерізу проводів ЛЕП здійснюють за економічними інтервалами, або економічною густиною струму з подальшою перевіркою за технічними умовами: нагрівання тривало допустимим струмом навантаженням в нормальному і післяаварійному режимах, втратою напруги, відсутністю корони. Високовольтні електричні апарати вибирають за умовами тривалого режиму роботи без перевірки їх на стійкість до дії струмів короткого замикання.

3.8 Система внутрішнього електропостачання

В даному розділі здійснюється вибір номінальної напруги мережі та способу розподілу електроенергії на території підприємства. При цьому необхідно врахувати багато факторів: потужності високовольтних двигунів і їх кількість взаємне розташування цехів, напрям основних технологічних комунікацій, особливості технології та ін. При наявності зосередженого високовольтного навантаження на підприємстві вирішується питання про спорудження розподільчих пунктів. При порівняно невеликих відстанях (100-120 м) від розподільчого пристрою ГЗП до місця зосередженого високовольтного навантаження спорудження РП недоцільно .

Внутрішньозаводський розподіл енергії можна здійснити  високовольтними шинопроводами, струмопроводами, або кабельними лініями з різним способом їх прокладання: в траншеях, в кабельних каналах, тунелях, по естакадах.

У пояснювальній записці необхідно подати різні варіанти тої, чи іншої конструкції внутрішньозаводських ліній і способу їх прокладання та навести техніко-економічні обґрунтування вибору оптимального варіанту. Вибір напруги внутрішньозаводської розподільчої мережі 6 або 10 кВ залежить від співвідношення навантажень 6-10 і 0,4 кВ. При частці навантаження напругою 6 кВ до 30 % розрахункового навантаження підприємства розподільчу мережу доцільно виконувати на напругу 10 кВ (металообробні підприємства).

При цьому застосовується  схема блок-трансформатор-двигун з глухим підключенням двигуна до трансформатора. Дана схема застосовується при кількості двигунів до трьох. При більшій кількості двигунів приймається групова трансформація з двома трансформаторами, що вибрані у відповідності з категорійністю споживачів і необхідністю забезпечення потрібної потужності при відключенні одного трансформатора. Напругу 6 кВ доцільно застосовувати при частці навантаження (двигуни напругою 6 кВ) 50-60 % від загального розрахункового навантаження підприємства (підприємства чорної й кольорової металургії). У всіх інших випадках вибір раціональної напруги внутрішньозаводської розподільчої мережі 6 кВ або 10 кВ визначається техніко-економічним порівнянням двох варіантів.

Схеми розподілення електроенергії на першій ступені від джерела живлення до РП при напрузі 6-10 кВ на великих і середніх підприємствах приймають як радіальні, так і магістральні. При цьому окремі секції РП, що нормально працюють роздільно, приєднуються до різних магістралей. Необхідність спорудження РП слід розглядати, як правило, при кількості ліній, що відходять, не більше 8. Вставні вимикачі напругою 6-10 кВ передбачаються на РП з великою (15-20 і більше) кількістю ліній, що відходять, а секційні вимикачі слід встановлювати при наявності АВР. Міжсекційні вимикачі слід вибирати по струму, що фактично протікає через них, а не по повному струму вводу чи трансформатора.

У проекті повинні розглядатися основні типи схем розподільчих мереж: радіальні, магістральні, комбіновані. Магістральним схемам слід надавати перевагу як найбільш економічним. Кількість цехових трансформаторів напругою 6-10/0,4 кВ, що приєднуються до однієї магістралі, слід приймати 2-3 при їх потужності 1000-2500 кВА і 3-4 менших потужностей. Схеми трансформаторних підстанцій напругою 6-10/0,4 кВ повинні проектуватися без збірних шин первинної напруги.  

Встановлення відмикаючого апарату перед цеховим трансформатором при магістральному живленні підстанції обов’язкове. При напрузі 6-10 кВ слід застосовувати вимикачі навантаження в комплекті з запобіжниками у всіх випадках, коли параметри цих апаратів достатні по робочому і післяаварійному режимах, а також по струмах короткого замикання. На лініях, що відходять, напругою 6-10 кВ силові запобіжники слід встановлювати після роз’єднувача або вимикача навантаження, рахуючи по напряму потужності.

При живленні групи ТП великих корпусів, в яких кількість ТП вимірюється десятками, доцільно застосування перехресних магістралей-променів. Якщо переріз кабелю виходить завищеним по умовах термічної стійкості при короткому замиканні, то доцільне живлення двох чи трьох трансформаторів на різних ТП від одного вимикача „в ланцюг”.

Остаточний вибір схем і параметрів розподільчих мереж встановлюється на підставі техніко-економічного розрахунку. Вибраний по економічній густині струму для нормального режиму переріз кабелю перевіряють за умовами нагрівання тривалим струмом навантаження з врахуванням способу прокладання і кількості кабелів, прокладених в одній траншеї, в нормальному і післяаварійному (для подвійних ліній з врахуванням перевантажувальної здатності кабелів) режимах і на термічну стійкість. На термічну стійкість не перевіряються кабелі, захищені плавкими запобіжниками з будь-яким номінальним струмом. За допустимою втратою напруги кабелі внутрішньозаводських мереж не перевіряють через їхню малу довжину.

3.9 Розрахунок електросилової мережі

Електричні провідники (неізольовані і ізольовані проводи, кабелі і шини) вибираються за нагріванням, економічній густині струму і за умовами корони. Якщо переріз провідника, визначений за цими умовами, виходить меншим від перерізу, необхідного за іншими умовами (термічна і електродинамічна стійкість при струмах КЗ, втрати і відхилення напруги, механічна міцність, захист від перевантажень), то повинен прийматися найбільший переріз, необхідний за цими умовами.

Вибір перерізів провідників за нагріванням

Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимоги по відношенню до гранично допустимого нагрівання з врахуванням не тільки нормальних, але й після аварійних режимів, а також режимів в період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин і т.п. При перевірці на нагрівання приймається півгодинний максимум струму, найбільший із середніх півгодинних струмів даного елементу мережі.

При повторно-короткочасному і короткочасному режимах роботи електроприймачів (з загальною тривалістю циклу до 10 хв. і тривалістю робочого періоду не більше 4 хв.) в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників за нагріванням слід приймати струм, приведений до тривалого режиму. При цьому:

  1.  для мідних провідників перерізом до 6 мм2, а для алюмінієвих провідників до 10 мм2 струм приймається, як для установок з тривалим режимом роботи;
  2.  для мідних провідників перерізом більше 6 мм2, а для алюмінієвих провідників більше 10 мм2 струм визначається множенням допустимого тривалого струму на коефіцієнт , де Тп.в. – виражена у відносних одиницях тривалість робочого періоду (тривалість вмикання по відношенню до тривалості циклу).

Для короткочасного режиму роботи з тривалістю вмикання не більше 4 хв. і перервами між вмиканнями, достатніми для охолодження провідників до температури навколишнього середовища, найбільші допустимі струми слід визначати за нормами повторно-короткочасного режиму (див. вище). При тривалості вмикання більше 4 хв., а також при перервах недостатньої тривалості між вмиканнями найбільші допустимі струми слід визначати, як для установок з тривалим режимом роботи.

Для кабелів напругою до 10 кВ з паперовою просоченою ізоляцією, несучих навантаження менші від номінальних, може допускатися короткочасне перевантаження, вказане в таблиці 1.3.1 [23].

На період ліквідації післяаварійного режиму для кабелів з поліетиленовою ізоляцією допускається перевантаження до  10 %, а для кабелів з полівінілхлоридною ізоляцією до 15 % номінального на час максимумів навантаження тривалістю не більше 6 год. на добу на протязі 5 діб, якщо навантаження в решту періодів часу цих діб не перевищує номінального.

На період ліквідації післяаварійного режиму для кабелів напругою до 10 кВ з паперовою ізоляцією допускаються перевантаження на протязі 5 діб в межах, вказаних в табл. 1.3.2 [23].

Для кабельних ліній, що знаходяться в експлуатації більше 15 років, перевантаження повинні бути знижені на 10 %.

Перевантаження кабельних ліній напругою 20-35 кВ не допускається.

Вимоги до номінальних навантажень і після аварійних перевантажень відносяться до кабелів і встановлених на них з’єднувальних і кінцевих муфт і кінцевих закладень.

Нульові робочі провідники в чотирипровідній системі трифазного струму повинні мати провідність не менше 50 % провідності фазних провідників; в необхідних випадках вона повинна бути збільшена до 100 % провідності фазних провідників.

При визначенні допустимих тривалих струмів для кабелів, неізольованих і ізольованих проводів і шин, а також для твердих і гнучких струмопроводів, прокладених в середовищі, температура якого суттєво відрізняється від стандартної, слід застосовувати коефіцієнти, приведені в табл. 1.3.3 [23].

Допустимі тривалі струми для проводів, шнурів і кабелів з гумовою або пластмасовою ізоляцією

Допустимі тривалі струми для проводів з гумовою або полівінілхлоридною ізоляцією, шнурів з гумовою ізоляцією і кабелів з гумовою або пластмасовою ізоляцією в свинцевій, полівінілхлоридній оболонках приведені в табл. 1.3.4-1.3.11 [23]. Вони прийнятні для температур: жил +65 °С, навколишнього повітря +25 °С і землі +15 ˚С.

При визначенні кількості проводів, що прокладаються в одній трубі (або жил багатожильного провідника), нульовий робочий провідник чотирипровідної системи трифазного струму, а також заземлюючі і нульові захисні провідники в розрахунок не приймаються.

Дані, що містяться в табл. 1.3.4 і 1.3.5 [23], слід застосовувати незалежно від кількості труб і місця їх прокладання (в повітрі, перекриттях, фундаментах).

Допустимі тривалі струми для проводів і кабелів, прокладених в коробах, а також в лотках пучками, повинні прийматися: для проводів – з табл. 1.3.4 і 1.3.5 [23], як для проводів, прокладених в трубах, для кабелів – з табл. 1.3.6-1.3.8 [23], як для кабелів, прокладених в повітрі. При кількості одночасно навантажених проводів більше чотирьох, прокладених в трубах, коробах, а також в лотках пучками, струми для проводів повинні прийматися по табл. 1.3.4 і 1.3.5 [23], як для проводів, прокладених відкрито (в повітрі), з введенням знижуючих коефіцієнтів 0,68 для 5 і 6; 0,63 для 7-9 і 0,6 для 10-12 проводів.

Для проводів вторинних кіл знижуючі коефіцієнти не вводяться.

Допустимі тривалі струми для проводів, прокладених в лотках, при одночасному прокладенні (не в пучках) слід приймати, як для проводів, прокладених в повітрі.

Допустимі тривалі струми для проводів і кабелів, що прокладаються в коробах, слід приймати по табл. 1.3.4-1.3.7, [23], як для одиночних проводів і кабелів, прокладених відкрито (в повітрі), з застосуванням знижувальних коефіцієнтів, вказаних в таблиці 1.3.12, [23].

При виборі знижувальних коефіцієнтів контрольні і резервні проводи і кабелі не враховуються.

Допустимі тривалі струми для кабелів з паперовою просоченою ізоляцією

Допустимі тривалі струми для кабелів напругою до 35 кВ з ізоляцією з просоченого кабельного паперу в свинцевій, алюмінієвій або полівінілхлоридній оболонці прийняті у відповідності з допустимими температурами жил кабелів:

Номінальна напруга, кВ

до 3

6

10

20 і 35

Допустима температура жили

кабелю, ˚С

+80

+65

+60

+50

Для кабелів, прокладених в землі, допустимі тривалі струми приведені в табл. 1.3.13, 1.3.16, 1.3.19-1.3.22, [23]. Вони прийняті з розрахунку прокладання в траншеї на глибині 0,7-1,0 м не більше одного кабелю при температурі землі     +15 ˚С і питомому опорі землі 120 см∙К/Вт.

При питомому опорі землі, що відрізняється від 120 см∙К/Вт, необхідно до струмових навантажень, вказаних у згаданих раніше таблицях, застосовувати корегуючі коефіцієнти, вказані в табл. 1.3.23, [23].

Для кабелів, прокладених у воді, допустимі тривалі струми приведені в табл. 1.3.14, 1.3.17, 1.3.21, 1.3.22, [23]. Вони прийняті за розрахунку температури води +15 ˚С.

Для кабелів, прокладених у повітрі, всередині й зовні будівель, при будь-якій кількості кабелів і температурі повітря +25 ˚С допустиму тривалі струми приведені в табл. 1.3.15, 1.3.18-1.3.22, 1.3.24, 1.3.25, [23].

Допустимі тривалі струми для одиночних кабелів, що прокладаються в трубах в землі, повинні прийматися, як для тих же кабелів, що прокладаються в повітрі, при температурі, що рівна температурі землі.

При змішаному прокладанню кабелів допустимі тривалі струми повинні прийматися для ділянки траси з найгіршими умовами охолодження, якщо її довжина більша 10 м. Рекомендується застосовувати у вказаних випадках кабельні вставки більшого перерізу.

При прокладанні декількох кабелів в землі (включаючи прокладання в трубах) допустимі тривалі струми повинні бути зменшені шляхом введення коефіцієнтів, приведених в табл. 1.3.26 [23]. При цьому не повинні враховуватися резервні кабелі.

Прокладання декількох кабелів у землі з відстанями між ними менше 10 мм не рекомендується.

Для оливо- і газонаповнених одножильних броньованих кабелів, а також інших кабелів нових конструкцій допустимі тривалі струми встановлюються заводами-виготовлювачами.

Допустимі тривалі струми для кабелів, що прокладаються в блоках, слід визначати за емпіричною формулою

де І0 – допустимий тривалий струм для трижильного кабелю напругою 10 кВ з мідними чи алюмінієвими жилами, що визначається з табл. 1.3.27, [23];

а – коефіцієнт, що вибирається з табл. 1.3.28, [23] в залежності від перерізу і розташування кабелю в блоці;

b – коефіцієнт, що вибирається в залежності від напруги кабелю:

Номінальна напруга кабелю, кВ .    .    .    .    .  до  3     6     10

Коефіцієнт b  .    .    .    .    .    .     .    .     .    .    . 1,09     1,05  1,0

с – коефіцієнт, що вибирається в залежності від середньодобового завантаження всього блоку:

Середньодобове завантаження  .    .     1   0,85   0,7

Коефіцієнт с  .    .     .    .     .    .     .    .    .    .    .    .  1   1,07   1,16

Резервні кабелі допускається прокладати в незанумерованих каналах блоку, якщо вони працюють, коли робочі кабелі відключені.

Допустимі тривалі струми для кабелів, що прокладаються в двох паралельних блоках одинакової конфігурації, повинні зменшуватися шляхом множення на коефіцієнти, що вибираються в залежності від відстані між блоками:

Відстань між блоками, мм 500   1000   1500   2000   2500   3000

Коефіцієнт    .    .    .    .    .  0,85   0,89   0,91    0,93    0,95    0,96

Допустимі тривалі струми для неізольованих проводів і шин

Допустимі тривалі струми для неізольованих проводів і пофарбованих шин приведені в табл. 1.3.29-1.3.35 [23]. Вони прийняті з розрахунку допустимої температури їх нагрівання +70 ˚С при температурі повітря +25 ˚С.

Для порожнистих алюмінієвих проводів марок ПА500 і ПА600 допустимий тривалий струм слід приймати:

Марка проводу .    .    .    .    .     .    .    .    .    .    ПА500    ПА600

Струм, А      .    .    .    .    .    .     .    .    .    .    .      1340        1680

При розташуванні шин прямокутного перерізу плашмя струми, приведені в табл. 1.3.33 [23], повинні бути зменшені на 5 % для шин з шириною полос до 60 мм і на 8 % для шин з шириною полос більше 60 мм.

При виборі шин більших перерізів необхідно вибирати найбільш економічні за умовами пропускної здатності конструктивні рішення, що забезпечують найменші додаткові втрати від поверхневого ефекту і ефекту бльизькості і найкращі умови охолодження (зменшення кількості полос в пакеті, раціональна конструкція пакету, застосування профільних шин і т.п.).

Вибір перерізу провідників за економічною густиною струму

Перерізи провідників повинні бути перевірені за економічною густиною струму. Економічно доцільний переріз S, мм2, визначається зі співвідношення

,                                   (3.49)

де І – розрахунковий струм у годину максимуму енергосистеми, А;

Jек – нормоване значення економічної густини струму, А/мм2, для заданих умов роботи, що вибирається з табл. 1.3.36 [23].

Переріз, отриманий в результаті вказаного розрахунку, заокруглюється до найближчого стандартного перерізу. Розрахунковий струм приймається для нормального режиму роботи, тобто збільшення струму в післяаварійних і ремонтних режимах мережі не враховується.

Вибір перерізів проводів ліній електропередачі постійного і змінного струму напругою 330 кВ і вище, а також ліній міжсистемних зв’язків і потужних твердих і гнучких струмопроводів, що працюють з більшою кількістю годин використання максимуму, що здійснюється на основі техніко-економічних розрахунків.

Збільшення кількості ліній чи ланцюгів зверх необхідної за умовами надійності електропостачання з метою задоволення економічної густини струму здійснюється на основі техніко-економічного розрахунку. При цьому для запобігання кількості ліній чи ланцюгів допускається двократне перевищення нормованих значень, що приведені в табл. 1.3.36 [23].

В техніко-економічних розрахунках слід враховувати всі вкладення в додаткову лінію, включаючи обладнання і камери розподільчих пристроїв на обох кінцях ліній. Слід також перевіряти доцільність збільшення напруги лінії.

Даними вказівками слід керуватися також при заміні існуючих проводів проводами більшого перерізу чи при прокладанні додаткових ліній для забезпечення економічної густини струму при зростанні навантаження. В цих випадках повинна враховуватися також повна вартість всіх робіт по демонтажу і монтажу обладнання лінії, включаючи вартість апаратів і матеріалів.

Перевірці за економічною густиною струму не підлягають:

  •  мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1кВ при кількості годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000;
  •  відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, а також освітлювальні мережі промислових підприємств, житлових і громадських споруд;
  •  збірні шини електроустановок і ошиновка в межах відкритих і закритих розподільчих пристроїв всіх напруг;
  •  провідники, що йдуть до резисторів, пускових реостатів і т.п.;
  •  мережі тимчасових споруд, а також пристрої зі строком служби 3-5 років.

При використанні табл. 1.3.36 [23] необхідно керуватися наступним:

  1.  При максимумі навантаження в нічний час економічна густина струму збільшується на 40 %.
  2.  Для ізольованих провідників перерізом 16 мм2 і менше економічна густина струму збільшується на 40 %.
  3.  Для ліній однакового перерізу з n навантаженнями, що відгалужуються, економічна густина струму може бути збільшена в kу разів, причому kу визначається з виразу

,                      (3.50)

де І1, І2, …, Іn – навантаження окремих ділянок лінії;

l1, l2, …, ln – довжини окремих ділянок лінії;

L – повна довжина лінії.

При виборі перерізів провідників для живлення n однотипних взаєморезервуючих електроприймачів (наприклад, насосів водопостачання, перетворювальних агрегатів і т.д.), з яких m одночасно знаходяться в роботі, економічна густина струму може бути збільшена проти значень, приведених в табл. 1.3.36, в kn разів, де kn рівне:

.                             (3.51)

Вибір економічних перерізів проводів повітряних і жил кабельних ліній, що мають проміжні відбори потужності, слід здійснювати для кожної з ділянок, виходячи з відповідних розрахункових струмів ділянок. При цьому для сусідніх ділянок допускається приймати однаковий переріз проводу, що відповідає економічному для найбільш протяжної ділянки, якщо різниця між значеннями економічного перерізу для цих ділянок знаходиться в межах однієї ступені на шкалі стандартних перерізів. Перерізи проводів на відгалуженнях довжиною до 1 км приймаються такими ж, як на ВЛ, від якої здійснюється відгалуження. При більшій довжині відгалуження економічний переріз визначається за розрахунковим навантаженням цього відгалуження.

Для ліній електропередачі напругою 6-20 кВ приведені в табл. 1.3.36 [23] значення густини струму допускається застосовувати лише тоді, коли вони не викликають відхилення напруги у приймачів електроенергії зверх допустимих меж з врахуванням засобів регулювання напруги і компенсації реактивної потужності, що застосовуються.

Перевірка провідників за умовами корони і радіоперешкод

При напрузі 35 кВ і вище провідники повинні бути перевірені за умовами утворення корони з врахуванням середньорічних значень густини і температури повітря на висоті розташування даної електроустановки над рівнем моря, приведеного радіуса провідника, а також коефіцієнта негладкості провідників.

При цьому найбільша напруженість поля біля поверхні будь-якого з провідників, визначена при середній експлуатаційній напрузі, повинна бути не більше 0,9 початкової напруженості електричного поля, що відповідає появі спільної корони.

Крім цього, для провідників необхідна перевірка за умовами допустимого рівня радіоперешкод від корони.

3.10 Розрахунок струмів короткого замикання

В курсовому проекті розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) проводиться в об’ємі, який необхідний для перевірки вибраної апаратури і струмоведучих частин на стійкість до дії струмів КЗ. Якщо довжина ліній внутрішньозаводської мережі напругою 6-10 кВ на перевищує 1 км, то розрахункову точку КЗ достатньо взяти на шинах ГЗП. Кількість і місце розташування точок КЗ повинно бути достатнім для перевірки обладнання на всіх ступенях СЕП.

У трифазній мережі розрізняють наступні види КЗ: трифазні, двофазні, однофазні й подвійні замикання на землю.

Трифазні КЗ є симетричними, тому що в цьому випадку всі фази перебувають в однакових умовах. Всі інші види КЗ є несиметричними, оскільки при кожному з них їх фази перебувають не в однакових умовах і значення струмів і напруг тією чи іншою мірою спотворюються.

Найпоширенішим видом КЗ є однофазні КЗ у мережах із глухо- і ефективно заземленої нейтраллю. Значно рідше виникають подвійні замикання на землю, тобто одночасне замикання на землю різних фаз у різних точках мережі, що працює з ізольованою нейтраллю.

Розрахунковим видом КЗ для вибору або перевірки параметрів електроустаткування звичайно вважають трифазне КЗ. Однак для вибору або перевірки уставок релейного захисту й автоматики потрібне визначення й несиметричних струмів КЗ.

Розрахунок струмів КЗ із врахуванням дійсних характеристик і дійсних режимів роботи всіх елементів системи електропостачання складний. Тому для рішення більшості практичних завдань вводять допущення, які не дають суттєвих похибок:

  •  не враховується зміщення за фазою ЕРС різних джерел живлення, що входять у розрахункову схему;
  •  трифазна мережа приймається симетричною;
  •  не враховуються струми навантаження;
  •  не враховуються ємності, а отже, і ємнісні струми в повітряній і кабельній мережах;
  •  не враховується насичення магнітних систем, що дозволяє вважати постійним й не залежним від струму індуктивний опір всіх елементів короткозамкненого кола;
  •  не враховуються струми намагнічування трансформаторів.

У відповідності з рекомендаціями Міненерго розрахунок СКЗ здійснюється з врахуванням підживлення точки КЗ високовольтними синхронними і асинхронними двигунами. Точки підживлення від двигунів, віддалених від точки КЗ на одну і більше трансформацію, не враховуються.

Електричні мережі напругою вище 1 кВ

Залежно від потужності джерела живлення підприємства при розрахунках струмів КЗ виділяють два характерних випадки: КЗ у колах, що живляться від системи нескінченної потужності, і КЗ поблизу генератора обмеженої потужності. Системою нескінченної потужності умовно вважають джерело, напруга на шинах якого залишається практично незмінною при будь-яких змінах струму в приєднаному до нього колі. Відмінною рисою такого джерела є малий власний опір у порівнянні з опором кола КЗ.

Для систем електропостачання промислових підприємств типовим випадком є живлення від джерела необмеженої потужності. У цьому випадку можна вважати, що в точці КЗ амплітуда періодичної складової струму КЗ у часі не змінюється, а отже, залишається також незмінним протягом усього процесу КЗ і її діюче значення .

Якщо на підприємстві є власне джерело живлення  (звичайно ТЕЦ), або живлення здійснюється від джерел, розташованих поблизу даного підприємства, то  й значення періодичної складової струму КЗ у момент часу t варто визначати за розрахунковими кривими.

Розрахунок струмів КЗ в установках напругою вище 1 кВ має ряд особливостей у порівнянні з розрахунком струмів КЗ в установках напругою до 1 кВ. Ці особливості полягають у наступному:

- активні опори елементів системи електропостачання при визначенні струму КЗ не враховують, якщо виконується умова , де  і — сумарні активні й реактивні опори елементів системи електропостачання до точки КЗ;

- при визначенні струму КЗ враховують підживлення від двигунів високої напруги: підживлення від синхронних двигунів враховують як в ударному, так і у вимикаючому струмі КЗ; підживлення від асинхронних двигунів - тільки в ударному струмі КЗ.

Для розрахунку струмів КЗ складають розрахункову схему системи електропостачання і на її основі схему заміщення. Розрахункова схема являє собою спрощену однолінійну схему, на якій вказують всі елементи системи електропостачання і їхні параметри, що впливають на струм КЗ. Тут же вказують точки, у яких необхідно, визначити струм КЗ. Схема заміщення являє собою електричну схему, що відповідає розрахунковій схемі, у якій всі магнітні зв'язки замінені електричними й всі елементи системи електропостачання представлені опорами.

Розрахунок струмів КЗ виконують в іменованих або відносних одиницях. Якщо розрахунок виконують в іменованих одиницях, то для визначення струму КЗ необхідно привести всі електричні величини до напруги ступеня, на якому має місце КЗ.

При розрахунку у відносних одиницях всі величини порівнюють із базисними, у якості яких приймають базисну потужність  і базисну напругу  . За базисну потужність приймають потужність одного трансформатора ГЗП, або умовну одиницю потужності, наприклад, 100 або 1000 MBА.

В якості базисної напруги приймають середню напругу того ступеня, на якій має місце КЗ (=6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ).

При живленні підприємства від системи нескінченної потужності, як правило,  потужність живильної системи і її опір невідомі, а в якості вихідних даних приймають одну з умов:

  •  вважають, що потужність системи безмежна (Sc = ∞), точка КЗ значно віддалена від джерела живлення, опір системи до точки приєднання споживачів приймають рівним нулю;

- якщо відомі значення надперехідного І" і усталеного  струмів КЗ на шинах підстанції, що живить підприємство, то опір системи до точки КЗ визначають за значеннями цих струмів;

- якщо відомі типи вимикачів, установлених на підстанції, що живить підприємство, то приймають значення надперехідного струму на шинах підстанції рівним струму вимкнення вимикача і за цим струмом визначають опір системи від шин підстанції до джерела необмеженої потужності.

Опір системи  у відносних одиницях при заданих струмах І" і  визначають залежно від параметра β"=І"/ за розрахунковими кривими, наведеними на рис.3.5. Значення >1 варто приймати при β"<1 тільки для віддалених від енергосистеми точок, наприклад для кабельних або повітряних мереж напругою 6 - 10 кВ, віддалених від джерела живлення декількома трансформаціями.

Якщо відомі технічні дані вимикача, встановленого на підстанції, що живить підприємство, то опір між джерелом необмеженої потужності й підстанцією, на якій встановлений вимикач, визначають за номінальним струмом вимкнення вимикача , або   за  потужністю    вимкнення    вимикача :

     ,                  (3.52)

 де.

Рисунок 3.5 - залежність β" від розрахункового опору

Для визначення струмів КЗ на розрахунковій схемі намічають характерні точки КЗ, у яких струми мають максимальні значення. Як правило, це збірні шини ГЗП, РП або початок живильних ліній. Точки КЗ нумерують у порядку їхнього розрахунку. На підставі розрахункової схеми складають схему заміщення, та шляхом послідовного й паралельного додавання опорів, перетворення зірки опорів у трикутник і назад приводять до простого виду. Струм КЗ у розрахунковій точці визначають із виразу

,                                       (3.53)

де  — базовий струм ступені, на якій розглядають струм КЗ; — сумарний наведений індуктивний опір від джерела живлення до точки КЗ (якщо враховують активний опір, то замість  у формулу входить — повний наведений опір від джерела живлення до точки КЗ).

Для вибору й перевірки електроустаткування за умовою електродинамічної стійкості необхідно знати найбільш можливе миттєве значення струму КЗ, що називають ударним струмом і визначають за формулою

,                                (3.54) 

де — значення періодичної складової струму КЗ у початковий момент (якщо розглядають систему нескінченної потужності, то );  — ударний коефіцієнт, що залежить від постійної часу Та аперіодичної складової струму КЗ; Та=хк/(З14∙rк); хк і rк — відповідно індуктивний і активний опори кола КЗ. При обчисленні струмів КЗ у віддалених від генератора точках ударний коефіцієнт визначають за кривими залежності (рис. 3.6).

Рисунок 3.6 - Залежність ударного коефіцієнта  від постійної часу

Наявність у системі електропостачання високовольтних двигунів приводить до збільшення струму КЗ за рахунок підживлення місця КЗ. Підживлення від синхронних двигунів враховують як в ударному, так і  у вимикаючому струмі КЗ. Повне початкове значення періодичної складової струму КЗ при цьому визначають арифметичним підсумовуванням струмів КЗ від джерела живлення й синхронних двигунів. Надперехідний струм , синхронного двигуна (періодична складова струму КЗ у початковий момент часу) визначають із виразу

,                               (3.55)

де - номінальний струм двигуна, А;  - приведений надперехідний реактивний опір двигуна по поздовжній осі; Е" — приведене значення надперехідної ЕРС, відносних одиниць, у початковий момент КЗ, яке визначається за формулою

             (3.56)

де  - фактичний коефіцієнт потужності, , якщо СД генерує реактивну потужність і , якщо споживає.

Ударний струм від синхронних двигунів визначають за (3.54), при цьому значення  при відсутності точних даних орієнтовно можна приймати рівним 1,82 для двигунів типу СДН.

Таблиця 3.2 - Наближені значення ЕРС

Джерело

Система

1

Синхронний двигун в режимі перезбудження

1,05-1,07

Синхронний двигун в режимі недозбудження

0,9

Асинхронний двигун

0,9

Максимальний струм підживлення від асинхронних двигунів при трифазному КЗ на їхніх виводах визначають за формулою

,                        (3.57)

де  — розрахунковий індуктивний опір двигуна, у відносних одиницях (якщо прийняти середнє значення , то в орієнтовних розрахунках  дорівнює 6,5∙).

Якщо джерелом живлення підприємства є, крім системи нескінченної потужності, генератори, то в розрахунках не можна приймати рівність , тому що це приведе до більших похибок. Струм КЗ у початковий момент часу складається зі струму КЗ від системи нескінченної потужності й періодичної складової струму КЗ від генераторів у момент часу  t = 0. Перетворена схема заміщення щодо точки КЗ може в загальному випадку мати будь-яку кількість віток, що визначається кількістю джерел живлення. При наявності двох і більше джерел живлення (або генеруючи віток - високовольтних двигунів в режимі КЗ) можлива їхня заміна  еквівалентним джерелом, якщо вони перебувають приблизно в однакових умовах стосовно місця КЗ.

При необхідності визначення струмів КЗ для моментів часу t>0, в практичних  розрахунках рекомендується визначати періодичну складову струму КЗ за розрахунковими кривими.

Електричні мережі напругою до 1 кВ

Мережі промислових підприємств напругою до 1 кВ характеризуються великою довжиною й наявністю великої кількості комутаційно-захисних апаратів. При напрузі до 1 кВ навіть невеликий опір впливає на струм КЗ. Тому в розрахунках враховують всі опори короткозамкненого кола, як індуктивні, так і активні. Крім того, враховують активні опори всіх перехідних контактів у цьому колі (на шинах, на вводах і виводах апаратів, рознімні контакти апаратів і контакт у місці КЗ). При відсутності достовірних даних про контакти і їхні перехідні опори рекомендується при розрахунку струмів КЗ у мережах, що живляться трансформаторами потужністю до 1600 кВА враховувати їх опір наступним чином: 0,015 Ом — для розподільних пристроїв на станціях і підстанціях; 0,02 Омдля первинних цехових РП, а також на затискачах апаратів, що живляться радіальними лініями від щитів підстанцій або головних магістралей; 0,025 Ом - для вторинних цехових РП, а також на затисках апаратів, що живляться від первинних РП; 0,03 Ом - для апаратури, встановленої безпосередньо біля приймачів електроенергії, що отримують живлення від вторинних РП.

Для установок напругою до 1 кВ при розрахунках струмів КЗ вважають, що потужність живильної системи необмежена й напруга на стороні вищої напруги цехового трансформатора є незмінною. Ця умова виконується, якщо потужність системи приблизно в 50 разів перевершує потужність цехового трансформатора.

Розрахунок струмів КЗ на напругу до 1 кВ виконують в іменованих одиницях. Опори елементів системи електропостачання вищої напруги приводять до нижчої напруги за формулою

                         (3.58)

де  - опір елемента системи електропостачання вищої напруги;  - опір елемента системи електропостачання вищої напруги, приведеної до нижчої напруги; , - відповідно номінальні напруги вищого й нижчого ступенів.

Якщо передбачається розвиток енергосистеми й прагнуть, щоб всі вибрані апарати при цьому відповідали своєму призначенню, розрахунок струмів КЗ виконують без врахування опору системи до цехового трансформатора.

Вибір захисних апаратів і перевірка шинопроводів у цехових мережах на електродинамічну стійкість здійснюються після розрахунку ударних струмів. Значення ударних коефіцієнтів визначають за кривою  (рис.3.5), а при 0,5 приймають рівними одиниці. Розрахункові точки при розрахунку струмів КЗ вибирають на початку ліній, що відходять, безпосередньо за комутаційним апаратом.

3.11 Вибір обладнання і струмоведучих частин 

Розрахунки виконуються у відповідності з методикою, викладеною в [10, 11].

Вибір обладнання зі сторони вищої напруги
трансформаторів ГЗП

Здійснюється вибір комутаційної апаратури, встановленої на ВРП ГЗП: роз’єднувачів, вимикачів, трансформаторів струму і напруги, а також ошиновки трансформаторів.

Вибір обладнання зі сторони низької напруги трансформаторів ГЗП та РП

Здійснюється вибір ошиновки трансформатора зі сторони низької напруги. Вибираються силові вимикачі вводу, секційні і на лініях, що відходять.

Для одного з приєднань здійснюється вибір трансформаторів струму.

Для живлення релейного захисту, кіл напруги контрольно-вимірювальних приладів і контролю ізоляції в мережах з ізольованою нейтраллю вибирається трансформатор напруги.

Вибір обладнання зі сторони високої напруги трансформаторів цехових ТП

Здійснюється вибір комутаційної апаратури, встановленої на цехових ТП: роз’єднувачів, високовольтних вимикачів, чи вимикачів навантаження із запобіжниками, типу комірок РП,  ошиновки трансформаторів, а також трансформаторів струму і напруги.

Вибір обладнання зі сторони низької напруги цехових ТП та  розподільних пристроїв

Вибираються комплектні розподільні пристрої, неавтоматичні і автоматичні комутуючі апарати вводу, секційні і лінійні, розподільні силові щитки чи силові пункти, запобіжники.

Результати вибору і перевірки апаратів зводяться в таблиці.

Вибраний за економічною густиною струму переріз кабелів розподільчої внутрішньозаводської мережі напругою 6-10 кВ перевіряється за рядом технічних умов, однією з яких є перевірка вибраного перерізу на термічну стійкість до струмів КЗ. Термічно стійкий переріз визначається за формулою

.                           (3.59)

У випадку, якщо на деяких ділянках переріз кабелів менший від мінімально допустимого (за термічною стійкістю), то робиться висновок про необхідність заміни кабелів на цих ділянках на більші перерізи.

3.12 Проектування освітлення виробничих приміщень

На промислових підприємствах близько 10 % споживаної електроенергії затрачається на електричне освітлення. Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, підвищенню продуктивності праці, зменшенню кількості аварій і випадків травматизму, зниженню втомлюваності робітників.

Проектування освітлювальних установок полягає в розробці світлотехнічного й електричного розділів проекту.

У світлотехнічному розділі вирішуються наступні завдання: вибирають вид і система освітлення, типи джерел світла й світильників, намічають найбільш доцільні висоти встановлення світильників і їхнє розміщення, визначають якісні характеристики освітлювальних установок.

Електрична частина проекту містить у собі вибір схеми живлення освітлювальної установки, раціональної напруги, перерізів та марки проводів, способів прокладки мережі.

Системи й види освітлення

 За способом розміщення світильників у виробничих приміщеннях розрізняють системи загального й комбінованого освітлення (до загального освітлення додається місцеве).

Система загального освітлення призначена для освітлення всього приміщення й розташованих у приміщенні робочих місць і поверхонь.

При рівномірному освітленні світильники розташовуються рядами з однаковими або близькими за значенням  відстанями між ними. Відстані між світильниками приймаються однаковими.

Загальне рівномірне освітлення має широке поширення й улаштовується в цехах з рівномірно розподіленим по площі обладнанням - прокатних, складальних цехах машинобудівних заводів, у цехах текстильних і деревообробних підприємств, у допоміжних приміщеннях.

Загальне локалізоване освітлення передбачається в приміщеннях, у яких на різних ділянках виробляються роботи, що вимагають різної освітленості, коли робочі місця в приміщенні зосереджені групами, а також при необхідності створення певного напрямку світла для груп робочих місць. Сюди відносяться цехи з виділеними складськими й складальними ділянками, з окремими групами верстатів, конвеєрів.

Місцеве освітлення передбачається на окремих робочих місцях (верстатах, різних плитах і т.д.) і виконується світильниками, установленими безпосередньо на робочих місцях.

Системи місцевого й загального освітлення, застосовувані спільно, утворюють систему комбінованого освітлення. Вона застосовується в приміщеннях, де виконуються точні зорові роботи.

Штучне освітлення по своєму функціональному призначенню підрозділяється на чотири види: робоче, аварійне, евакуаційне (аварійне освітлення для евакуації), охоронне.

Робоче освітлення створює необхідну по нормах освітленість, забезпечуючи тим самим необхідні умови роботи при нормальному режимі експлуатації будинку. При загасанні з певних причин робочого освітлення передбачається аварійне освітлення, що може бути двох типів: для продовження роботи й для евакуації людей із приміщення.

Аварійне освітлення для продовження роботи повинне влаштовуватися в приміщеннях, у яких раптове вимкнення робочого освітлення може привести до важких наслідків для людей і технологічного обладнання. При цьому освітленість на робочих поверхнях повинна становити не менш 5 % освітленості, установленої для робочого освітлення цих поверхонь при системі загального освітлення, але не менше    2 Лк усередині будинків і не менш 1 Лк для території підприємств. При цьому створювати найменшу освітленість усередині будинків більше 30 Лк при газорозрядних лампах і більше 10 Лк при лампах розжарювання допускається тільки при наявності відповідних обґрунтувань.

Евакуаційне (аварійне) освітлення необхідно для створення умов безпечного виходу людей при загасанні робочого освітлення. Для цього в місцях проходу людей повинна бути забезпечена освітленість не менш 0,5 Лк у приміщеннях і 0,2 Лк на відкритих територіях. Цей вид освітлення влаштовується у виробничих приміщеннях і зонах робіт на відкритому повітрі, де при загасанні робочого освітлення може виникнути небезпека травматизму, у виробничих і громадських приміщеннях з кількістю працюючих більше 50 чол., по проходах і сходах, що служать для евакуації людей.

Вибір джерела світла

Поряд з розповсюдженими лампами розжарювання й люмінесцентними лампами у даний час застосовують кварцові галогенні лампи (КГ), дугові ртутні лампи (ДРЛ), металогалогенні (ДРИ), ксенонові (ДКсТ) й натрієві лампи (ДНаТ).

Лампи розжарювання використовуються в основному у світильниках місцевого освітлення, в освітлювальних установках аварійного освітлення й деяких інших випадках.

Люмінесцентні лампи мають більш високу світлову віддачу й термін служби в порівнянні з лампами розжарювання. Ця обставина є однією із причин їхнього кращого використання для промислового освітлення, проте вони характеризуються малою потужністю.

Загальним недоліком всіх газорозрядних ламп є наявність стробоскопічного ефекту, обумовленого пульсацією світлового потоку внаслідок малої інерційності ламп.

Таблиця 3.3 - Характеристики джерел світла

Тип джерела світла

Термін служби, Т год.

Світловіддача, Лм/Вт

Індекс кольо-ропередачі,Ra

лампи розжарювання (ЛР)

1000

10-17

100

люмінесцентні лампи (ЛЛ)

12000

65

80

ртутні лампи (ДРЛ)

12000…15000

50

40

Метало галогенні  лампи (ДРИ)

6000…10000

90

90

натрієві лампи (ДНаТ)

15000…25000

120-150

25

Лампи типу ДРЛ та ДРИ застосовують у наступних випадках:

для загального освітлення виробничих приміщень висотою більше 6 м;

для освітлення територій промислових підприємств (крім чергового освітлення).

Для аварійного й евакуаційного освітлення варто застосовувати:

- лампи розжарювання, а також люмінесцентні лампи, якщо мінімальна температура повітря в приміщенні не менш +10 °С, а напруга на лампах у всіх режимах не менш 90 % номінального.

Лампи типів ДРЛ, ДРИ, ДКсТ, ДНаТ для аварійного й евакуаційного освітлення застосовувати не допускається.

Відповідно до існуючої шкали напруги в електричних освітлювальних мережах джерела світла, призначені для загального освітлення, випускаються на номінальні напруги 127, 220 і 380 В. Для місцевого освітлення з підвищеною небезпекою ураження електричним струмом застосовуються лампи на напругу не вище 42 В, а при наявності несприятливих умов (незручне положення працюючого, або можливість зіткнення із заземленими металевими поверхнями) - не вище 12 В.

Вибір і розташування світильників

Вибір світильників визначається характером навколишнього середовища, вимогами до світлорозподілу й обмеження засліплюучої дії, а також вимогами економічності.

Для освітлення приміщень, стіни й стеля яких мають невисокі властивості, що відбивають (наприклад, виробничі приміщення з більшим відсотком заскленості стін і  перекриттями з фермами), доцільно застосовувати світильники прямого світла . У цих умовах світильники прямого світла, направляючи світловий потік джерел світла вниз на робочі поверхні, гарантують мінімальні втрати й найкраще використання світлового потоку. Однак застосування світильників прямого світла особливо з концентрованої або глибокої кривої сили світла, викликає помітну нерівномірність розподілу яскравості в полі зору, тому що при цьому яскравість стелі й верхніх ділянок стін стає малою в порівнянні з яскравістю робочих поверхонь. У приміщеннях з такими світильниками виникають також різкі падаючі тіні від сторонніх предметів у зв'язку з незначною роллю відбитих від стін і стелі світлових потоків, що варто враховувати при розміщенні світильників.

При освітленні виробничих приміщень, стіни й стелі яких мають високі відбиваючі властивості, доцільне застосування світильників переважно прямого світла, що спрямовують 20-40 % світлового потоку на стелю приміщення.

У приміщеннях, де відношення висоти до площі велике, доцільно застосовувати світильники концентрованого або глибокого світлорозподілу, що направляють основну частину світлового потоку безпосередньо на робочі поверхні, що підвищує ефективність їхнього використання. У приміщеннях з великою площею й невеликою висотою, навпаки, доцільно застосовувати світильники більше широкого світлорозподілу, що дозволяє навіть при значних відстанях між світильниками забезпечити рівномірний розподіл освітленості по робочій площині.

Рисунок 3.7 - Схема розміщення світильників (а - у розрізі; б - у плані)

Основним питанням улаштування освітлювальних установок є правильне розташування обраних світильників. Від його вирішення залежать економічність, якість освітлення й зручність експлуатації.

Розміщення світильників у плані й у розрізі приміщення (рис.3.7) визначається наступними розмірами: Н — висотою приміщення, hc — відстанню світильника від перекриття, hп=H-hc — висотою світильника над підлогою, hр — висотою розрахункової поверхні над підлогою, h=hп-hр — розрахунковою висотою, L — відстанню між сусідніми світильниками або рядами ламп (якщо по довжині й ширині відстані різні, то вони позначаються відповідно La і LB),  — відстанню від крайніх світильників або рядів світильників до стіни.

Основна вимога при виборі розташування світильників полягає в доступності їх при обслуговуванні. Крім того, розміщення світильників визначається умовою економічності. Важливе значення має відношення відстані між світильниками, або рядами світильників до розрахункової висоти λ=L/h, зменшення його приводить до подорожчання освітлювальної установки й ускладненню її обслуговування, а надмірне збільшення приводить до різкої нерівномірності освітлення й до зростання витрат енергії.

Рекомендації з вибору відношення λ, наведені в табл. 3.4. Значення λ приймається із таблиці залежно від типу джерела світла й характеру світлорозподілу світильника.

Таблиця 3.4 - Рекомендовані значення λ  для світильників з типовими кривими

Типова крива

λс

λе

Концентрована

0,6

0,6

Глибока

0,9

1

Косинусна, напівширока

1,4

1,6

Широка

1,6

1,8

Рівномірна

2

2,6

Примітка. Значеннями λс варто користуватися у випадках, коли збільшення λ не приводить до застосування ламп зі збільшеною світловою віддачею (зокрема, при люмінесцентних лампах), значеннями λе— в інших випадках.

Світильники з люмінесцентними лампами рекомендується встановлювати рядами, переважно паралельно довшій стороні приміщення або стіні з вікнами (в цьому випадку L — відстань між рядами).

Розрахунок освітлювальної установки

Завданням розрахунку освітлювальної установки є визначення числа й потужності джерела світла або визначення фактичної освітленості, що створюється спроектованою установкою.

Розрахунок освітлення виконується точковим методом або методом коефіцієнта використання.

Метод коефіцієнта використання. При розрахунку за цим методом світловий потік ламп у кожному світильнику, необхідний для створення заданої мінімальної освітленості (норма освітленості — Ен), визначається за формулою

                         (3.60)

де —коэффициент запасу; S - площа освітлюваної поверхні, м2; z=E/Eн — коефіцієнт нерівномірності освітлення (приблизно можна приймати z=1,1 - для люмінесцентних ламп, z=1,15 - для ламп розжарювання й ДРЛ); E— середня освітленість, лк; N — число світильників (як правило, намічається до розрахунку);  - коефіцієнт використання світлового потоку джерела світла.

За значенням Ф вибирається стандартна лампа так, щоб її потік відрізнявся від розрахункового значення Ф не більше ±10-20 %. При неможливості вибору джерела світла з таким наближенням коректується число світильників.

При розрахунку освітлення, виконаного люмінесцентними лампами, найчастіше спочатку намічається число рядів п, що  відповідає величині N. Тоді під Ф варто розуміти потік ламп одного ряду.

Якщо світловий потік ламп у кожному світильнику становить Фном, то число світильників у ряді визначається за формулою

N=Ф/Фном.        

Сумарна довжина N світильників співставляється з довжиною приміщення, при цьому можливі наступні випадки:

сумарна довжина світильника перевищує довжину приміщення. У цьому випадку необхідно застосувати більш потужні лампи (у яких потік на одиницю довжини більше)
або збільшити число рядів, можна компонувати ряди зі
здвоєних, строєних світильників і т.д.;

сумарна довжина світильників дорівнює довжині приміщення: завдання вирішується установкою безперервного ряду світильників;

сумарна довжина ряду менше довжини приміщення:
приймається ряд з рівномірно розподіленими уздовж нього розривами між світильниками. Рекомендується, щоб відстань між світильниками в ряді  не перевищувало 0,5
h.

Коефіцієнт використання світлового потоку є функцією індексу приміщення i, що визначається за формулою

де  — довжина приміщення, м; -ширина приміщення, м.

Точковий метод служить для розрахунку освітлення як завгодно розташованих поверхонь і при будь-якому розподілі джерел світла. Відбита складова освітленості враховується приблизно.

Розглянемо точковий метод розрахунку на прикладі круглосиметричних точкових випромінювачів (лампи типів ДРЛ, ДРИ, розжарювання - їхні геометричні розміри набагато менше відстані до освітлюваної поверхні) і ліній, що світять (довжина випромінювача перевищує половину розрахункової висоти).

Для круглосиметричних точкових випромінювачів приймається, що потік лампи (при багатолампових світильниках— сумарний потік ламп) у кожному світильнику дорівнює 1000 Лм. Створювана від кожного світильника освітленість називається умовною й позначається е. Освітленість е залежить від світлорозподілу світильників і геометричних розмірів d і h (h - розрахункова висота; d — відстань від проекції світильника на розрахункову поверхню до контрольної точки). Характерні контрольні точки (точки, для яких ведеться розрахунок або в які перевіряється освітленість) для загального рівномірного освітлення показані на рис. 3.8. Як розрахункові точки варто приймати такі, де освітленість мінімальна, і в той же час в області розташування цих точок виконуються зорові роботи відповідно до прийнятого класу точності.

Для визначення величини е служать просторові ізолюкси умовної горизонтальної освітленості, на яких перебуває точка із заданими величинами d і h (d, як правило, визначається обмірюванням за масштабним планом), е визначається шляхом інтерполяції найближчих ізолюкс.

Рисунок 3.8 - Вибір характерних контрольних точок при різних способах розміщення світильників

Сумарна дія «найближчих» світильників створює у контрольній точці умовну освітленість . Дія більш віддалених світильників і відбита складова освітленості враховуються коефіцієнтом ). Тоді для одержання в цій точці освітленості Ен з урахуванням коефіцієнта запасу  лампи в кожному світильнику повинні мати світловий потік, Лм,

.                           (3.61)

За цим потоком підбирається лампа, потік якої повинен відрізнятися від розрахункового не більше ±10-20 %. При неможливості вибору лампи з таким допуском коректується розташування світильників.

У якості контрольних вибираються ті точки освітлюваної площини, у яких  має найменше значення.

Характеристикою ліній, що світять, є лінійна щільність світлового потоку ламп, Лм/м, що визначається розподілом сумарного потоку ламп у лінії Ф на її довжину , причому лінії з рівномірно розподіленими по їхній довжині розривами розглядаються в розрахунку як безперервні, якщо , а під  розуміється довжина лінії. Для протяжних ліній з такими ж розривами можна вважати

,                                   (3.62)

де Ф — потік ламп у суцільному елементі довжиною .

При >0,5∙h для кожної суцільної ділянки лінії окремо визначається Ф' і створювана цією ділянкою освітленість.

Розрахункові графіки дозволяють визначити відносну освітленість ε (тобто освітленість при Ф'=1000 Лм/м і h=1 м), причому безпосередньо освітленість точок, що лежать проти кінця ліній. Освітленість інших точок визначається шляхом поділу ліній на частини й доповненням їхніми уявлюваними відрізками, освітленість від яких потім віднімається (рис. 3.9).

При загальному рівномірному освітленні контрольні точки, як правило, вибираються посередині між рядами світильників.

При розрахунку за графіками лінійних ізолюкс за планом і розрізом визначаються розміри  і р (рис.3.10), знаходяться відношення p’=p/h і L'=/h і для точки на графіку з координатами р' і L' визначається ε.

Рисунок 3.9 - Освітленість точок, які не лежать проти кінця лінії

Лінії, для яких виконується умова L'>4, при розрахунках можуть розглядатися як необмежено довгі.

Рисунок 3.10 - Визначення розмірів L, р за планом

Підсумовування значень ε від найближчих рядів світильників або частин рядів, точок, що освітлюють, дає ,лінійна щільність потоку, Лм/м, визначається за формулою

.                      (3.63)

Знаючи Ф', можна скомпонувати лінії, знайшовши  загальний світловий потік лінії довжиною LГ,Л 

.                            (3.64)

 

  

Живлення електроосвітлювальних установок

Напруга й джерела живлення. Вибір напруги для освітлювальної установки визначається одночасно з вибором напруги для силових споживачів, при цьому для окремих частин цієї установки враховуються також вимоги техніки безпеки.

Для світильників загального освітлення рекомендується напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі й не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й постійному струмі.

Напругу 220 В допускається застосовувати для світильників загального освітлення без обмеження їхньої конструкції й висоти установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки, в електроприміщеннях, а також  для світильників, що обслуговуються з площадок тільки кваліфікованим персоналом. У приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних зазначена напруга допускається для ламп розжарювання й ламп типів ДРЛ, ДРИ й ДНаТ при висоті кріплення світильників не менш 2,5 м над підлогою. Напруга 380 В допускається для світильників з лампами, що випускають на цю напругу (лампи ДРЛ потужністю 2000 Вт), світильників, електричні схеми яких вимагають застосування цієї напруги, і в ряді випадків для багатолампових світильників. При цьому висота кріплення також не повинна бути меншою 2,5 м.

У приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при установці світильників на висоті не менше 2,5 м від підлоги, якщо доступ до лампи можливий без застосування інструмента, повинна застосовуватися напруга не вище 42 В.

Для живлення стаціонарних світильників місцевого освітлення напруга не вище 220 В застосовується для ламп розжарювання, якщо приміщення без підвищеної небезпеки, і для люмінесцентних ламп у всіх приміщеннях, крім вологих, особливо вологих, жарких та з хімічно активним середовищем. При недотриманні зазначених умов напруга не повинне перевищувати 42 В.

Електропостачання робочого освітлення, як правило, виконується самостійними лініями від щитів підстанції. При цьому електроенергія від підстанції передається живильними лініями на освітлювальні магістральні пункти або щитки, а від них - груповим освітлювальним щиткам. Живлення джерел світла здійснюється від групових щитків груповими лініями. Допускається також живлення освітлення від силових магістралей при схемах блок трансформатор-магістраль, якщо коливання й відхилення напруги не перевищують встановлених норм. При цьому доцільно застосовувати шинну магістраль, що прокладається поперек прольотів будинку, а до неї приєднуються відгалуження до поздовжніх рядів світильників.

Забороняється приєднання мереж освітлення всіх видів до розподільної силової мережі, а також застосування силових мереж і пунктів для живлення освітлення будинків без природного світла.

Світильники аварійного освітлення для продовження роботи, а також світильники аварійного освітлення для евакуації з виробничих будинків без природного освітлення повинні   бути приєднані до незалежного джерела живлення. Світильники   аварійного освітлення для евакуації з будинків із природним освітленням повинні приєднуватися до мережі,   незалежної   від мережі робочого освітлення, починаючи від щита підстанції або від уведення в будинок (при наявності тільки одного уведення). Допускається живлення світильників аварійного освітлення від мережі робочого освітлення при наявності    автоматичного перемикання на джерела живлення аварійного освітлення при раптовому відключенні робочого освітлення (при аварії).

Вибір типу й розташування групових щитків, компонування мережі і її виконання

Групові щитки, розташовані на стику живильних і групових ліній, призначені для установки апаратів захисту й керування електричними освітлювальними мережами.

При виборі типів щитків враховують умови середовища в приміщеннях, спосіб установки щитка, типи й кількість встановлених у них апаратів.

По роду захисту від зовнішніх впливів щитки мають наступні конструктивні виконання: захищене, закрите, крапленепроникне, пилонепроникне, вибухозахисне й хімічно стійке. Електрична ізоляція щитка повинна витримувати без пробою або перекриття прикладеного протягом 1 хв іспитової напруги 2000 В промислової частоти.

Конструктивно щитки виготовляються для відкритої установки на стінах (колонах, конструкціях) і для втопленої установки в нішах стін. При розміщенні їх варто вибирати приміщення з більше сприятливими умовами середовища.

Електричні освітлювальні мережі виконують проводами, кабелями й освітлювальними шинопроводами (ШОС).

Струмопровідні жили проводів і кабелів виконують із міді або алюмінію. Залежно від призначення для ізоляції жил кабелів і проводів застосовують різні сорти кабельного паперу, гуми й пластмаси.

Розрахунок електричних навантажень освітлювальної мережі

Розрахункове навантаження  живильної освітлювальної мережі визначаються множенням встановленої потужності   ламп на коефіцієнт попиту , а для газорозрядних ламп — ще й множенням на коефіцієнт , що враховує втрати потужності в пускорегулювальній апаратурі (ПРА):

,               (3.65)

де - для групової мережі й всіх ланок мережі аварійного освітлення, для дрібних виробничих будинків, торговельних приміщень, зовнішнього освітлення; - для виробничих будинків, що складаються з окремих великих прольотів; - для бібліотек, адміністративних будинків і підприємств громадського харчування; - для виробничих будинків, що складаються з великої кількості окремих приміщень; - для складських будинків і електростанцій, що складаються з великої кількості окремих приміщень;  = 1.1 — Для ламп типів ДРЛ і ДРИ; = 1,2 — для люмінесцентних ламп зі стартерними схемами вмикання; = 1,3÷1,35 — для люмінесцентних ламп із бесстартерними схемами вмикання.

Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі

Перерізи провідників освітлювальної мережі повинні забезпечувати: достатню механічну міцність, проходження струму навантаження без перегріву понад припустимі температури, необхідні рівні напруг у джерел світла, спрацьовування захисних апаратів при КЗ.

Достатня механічна міцність провідників необхідна, щоб під час експлуатації й монтажу не було надмірного провисання або обривів проводів. Найменші припустимі перетини провідників по механічній міцності становлять: для мідних проводів 1 мм2, алюмінієвих 2,5 мм2. При прокладанні провідників на тросі  залежно від навантаження сталеві троси варто приймати діаметром 1,95-6,5 мм, катанку - діаметром 5,5-8 мм.

Нагрівання провідників викликається проходженням по них струму , значення якого при рівномірному навантаженні фаз визначається за формулами:

для трифазної мережі (з нульовим проводом і без нього):

                           (3.66)

для двофазної мережі з нульовим проводом:

                            (3.67)

для однофазної мережі:

.                               (3.68)

У наведених формулах прийняті наступні позначення: — активна розрахункова потужність однієї, двох і трьох фаз;  - коефіцієнт потужності навантаження; ,— номінальні напруги мережі - фазна й лінійна.

Важливою умовою при проектуванні освітлювальних мереж є забезпечення в ламп необхідного рівня напруги. Для цих цілей виконують розрахунок освітлювальної мережі за втратою напруги.

Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі визначається за формулою

,                                        (3.69)

де М — момент навантаження; F — переріз даної ділянки мережі, мм2;  C — коефіцієнт, що залежить від схеми живлення (три-, дво- або однофазна) і матеріалу провідника (табл. 3.5).

Момент навантаження визначається як сума добутків потужності  на довжину лінії  lл відповідно до рис.3.11.

         (3.70)

Рисунок 3.11 - Визначення моменту навантаження освітлювальної мережі


Таблиця 3.5 - Значення коефіцієнта С

Напруга мережі, В

Система мережі

Мідь

Алюміній

380/220

Трифазна з нулем

77

46

380/220

Двофазна з нулем

34

20

220

Однофазна двопровідна змінного, або постійного струму

12,8

7,7

220/127

Трифазна з нулем

25,6

15,5

220

Трифазна

25,6

15,5

220/127

Двофазна з нулем

11,4

6,9

127

Однофазна двопровідна змінного, або постійного струму

4,3

2,6

110

3,2

1,9

36

Трифазна

0,68

0,42

36

Однофазна двопровідна змінного, або постійного струму

0,34

0,21

24

0,153

0,092

12

0,038

0,023

На практиці зручніше користуватися формулою, представленою у вигляді

 ,                               (3.71)

де  - сума моментів даного й всіх наступних по напрямку енергії ділянок з тим же числом проводів у лінії, як і на даній ділянці;  — сума моментів всіх відгалужень, що живляться даною ділянкою, але мають інше число проводів у лінії, ніж на цій ділянці; α - коефіцієнт приведення моментів, що залежить від числа проводів на ділянці й відгалуженні (табл.3.6).

Таблиця 3.6 - Коефіцієнт приведення моментів α

Лінія

Відгалуження

Значення коефіцієнта α

Трифазна з нулем

Трифазна з нулем

Двофазна з нулем

Трифазна

Однофазне

Однофазне з нулем

Однофазне

Двофазне

1,85

1,39

1,33

1,15

Примітка. Якщо лінія й відгалуження мають однакове виконання, то α=1.

3.13 Облік електроенергії

Область застосування, визначення

Розрахунковим обліком електроенергії називається облік виробленої, а також відпущеної споживачам електроенергії для грошового розрахунку за неї.

Лічильники, що встановлюються для розрахункового обліку, називаються розрахунковими лічильниками.

Технічним (контрольним) обліком електроенергії називається облік для контролю витрати електроенергії всередині електростанцій, підстанцій; підприємств, в будівлях, квартирах і т.п.

Лічильники, що встановлюються для технічного обліку, називаються лічильниками технічного обліку.

Загальні вимоги

Облік активної електроенергії повинен забезпечувати визначення кількості електроенергії:

  •  виробленої генераторами електростанцій;
  •  спожитої на власні і господарські (роздільно) потреби електростанцій і підстанцій;
  •  відпущеної споживачам по лініях, що відходять від шин електростанції безпосередньо до споживачів;
  •  переданої в інші енергосистеми або отриманої від них;
  •  відпущеної споживачам з електричної мережі.

Крім цього, облік активної електроенергії повинен забезпечувати можливість:

  •  визначення надходження електроенергії в електричні мережі різних класів напруги енергосистеми;
  •  складання балансів електроенергії для госпрозрахункових підрозділів енергосистеми;
  •  контролю за дотриманням споживачами заданих їм режимів споживання і балансу електроенергії.

Облік реактивної електроенергії повинен забезпечувати можливість визначення кількості реактивної електроенергії, отриманої споживачем від електропостачальної організації чи переданої їй, тільки в тому випадку, якщо за цими даними здійснюються розрахунки або контроль дотримання заданого режиму роботи компенсуючих пристроїв.

Пункти встановлення засобів обліку електроенергії

Лічильники для розрахунку електропостачальної організації зі споживачами електроенергії рекомендується встановлювати на межі розподілу мережі (по балансовій належності) електропостачальної організації і споживача.

Розрахункові лічильники активної електроенергії на електростанції повинні встановлюватися:

  1.  для кожного генератора з таким розрахунком, щоб враховувалась вся вироблена генератором електроенергія;
  2.  для всіх приєднань шин генераторної напруги, по яких можлива реверсивна робота – по два лічильники зі стопорами;
  3.  для міжсистемних ліній електропередачі – два лічильники зі стопорами, що враховують відпущену і отриману електроенергію;
  4.  для ліній всіх класів напруг, що відходять від шин електростанцій і належать споживачам.
  5.  Для ліній до 10 кВ, що відходять від шин електростанцій, у всіх випадках повинні бути виконані кола обліку, складання затискачів, а також передбачені місця для встановлення лічильників;
  6.  для всіх трансформаторів і ліній, що живлять шини основної напруги (вище 1 кВ) власних потреб (ВП).
  7.  Лічильники встановлюються на стороні вищої напруги; якщо трансформатори ВП електростанції живляться від шин 35 кВ і вище чи відгалуженням від блоків на напрузі вище 10 кВ, допускається встановлення лічильників на стороні низької напруги трансформаторів;
  8.  для ліній господарських потреб (наприклад, живлення механізмів і установок ремонтно-виробничих баз) і сторонніх споживачів, що приєднані до розподільчого пристрою СН електростанцій;
  9.  для кожного обхідного вимикача або для шиноз’єднувального (міжсекційного) вимикача, що використовується в якості обхідного для приєднань, що мають розрахунковий облік, – два лічильники зі стопорами.

На електростанціях, що обладнуються системами централізованого збору і опрацювання інформації, вказані системи слід використовувати для централізованого розрахункового і технічного обліку електроенергії. На решті електростанціях рекомендується застосування автоматизованої системи обліку електроенергії.

Розрахункові лічильники активної електроенергії на підстанції, що належить споживачеві, повинні встановлюватися:

  1.  на вводі (прийомному кінці) лінії електропередачі в підстанції споживача при відсутності електричного зв’язку з іншою підстанцією енергосистеми чи іншого споживача на живлячій напрузі;
  2.  на стороні вищої напруги трансформаторів підстанції споживача при наявності електричного зв’язку з іншою підстанцією енергосистеми при наявності іншого споживача на живлячій напрузі.
  3.  Допускається встановлення лічильників на стороні нижчої напруги трансформаторів у випадках, коли трансформатори струму, вибрані за струмом КЗ чи по характеристиках диференційного захисту шин, не забезпечують потрібної точності обліку електроенергії, а також коли у вмонтованих трансформаторах струму відсутня обмотка класу точності 0,5.
  4.  У випадку, коли встановлення додаткових комплектів трансформаторів струму зі сторони низької напруги силових трансформаторів для вмикання розрахункових лічильників неможливе (КРУ, КРУН) допускається організація обліку на лініях, що відходять 6 – 10 кВ.
  5.  Для підприємства, що розраховується з електропостачальною організацією по максимуму заявленої потужності, слід передбачити встановлення лічильника з покажчиком максимуму навантаження при наявності одного пункту обліку, при наявності двох чи більше пунктів обліку – застосування автоматизованої системи обліку електроенергії;
  6.  на стороні середньої і низької напруги силових трансформаторів, якщо на стороні високої напруги застосування вимірювальних трансформаторів на потрібне для інших цілей;
  7.  на трансформаторах ВП, якщо електроенергія, що відпущена на власні потреби, не враховується іншими лічильниками; при цьому лічильники рекомендується встановлювати зі сторони низької напруги;
  8.  на межі розподілу основного споживача і стороннього споживача (субабонента), якщо від лінії чи трансформаторів споживачів живиться ще сторонній споживач, що знаходиться на самостійному балансі.

Для споживачів кожної тарифікаційної групи слід встановлювати окремі розрахункові лічильники.

Лічильники реактивної енергії повинні встановлюватися:

  1.  на тих елементах схеми, на яких встановлені лічильники активної енергії для споживачів, що розраховуються за електроенергію з врахуванням дозволеної для використання реактивної потужності;
  2.  на приєднаннях джерел реактивної потужності споживачів, якщо по них здійснюється розрахунок за електроенергію, видану в мережу енергосистеми, чи здійснюється контроль заданого режиму роботи.

Якщо зі сторони підприємства зі згоди енергосистеми здійснюється видача реактивної електроенергії в мережу енергосистеми, необхідно встановлювати два лічильники реактивної електроенергії зі стопорами в тих елементах схеми, де встановлений розрахунковий лічильник активної електроенергії. У всіх інших випадках повинен встановлюватися один лічильник реактивної електроенергії зі стопором.

Для підприємства, що розраховується з енергопостачальною організацією по максимуму дозволеної реактивної потужності, слід передбачати встановлення лічильника з покажчиком максимуму навантаження, при наявності двох чи більше пунктів обліку – застосування автоматизованої системи обліку електроенергії.

Вимоги до розрахункових лічильників

Допустимі класи точності розрахункових лічильників активної електроенергії приведені нижче:

Генератори потужністю більше 50 МВт, міжсистемні

лінії електропередачі 220 кВ і вище, трансформатори

потужністю 63 МВ∙А і вище      .    .    .    .    .    .    .    . 0,5 (0,7)*

Генератори потужністю 12-50 МВт, міжсистемні лінії

електропередачі 110-150 кВ і вище, трансформатори

потужністю 10-40 МВ∙А і вище .    .    .    .    .    .    .    .    .    1,0

Промислові підприємства .    .    .    .    .    .    .    .    .    .    .   2,0

_______________________

* Значення, вказане в дужках, відноситься до імпортних лічильників.

Клас точності лічильників реактивної електроенергії повинен вибиратися на один ступінь нижчий відповідного класу точності лічильників активної електроенергії.

Облік із застосуванням вимірювальних трансформаторів

Клас точності трансформаторів струму і напруги для приєднання розрахункових лічильників електроенергії повинен бути не більше 0,5. Допускається використання трансформаторів напруги класу точності 1,0 для вмикання розрахункових лічильників класу точності 2,0.

Для приєднання лічильників технічного обліку допускається використання трансформаторів струму класу точності 1,0, а також вмонтованих трансформаторів струму класу точності нижче 1,0, якщо для отримання класу точності 1,0 потрібне встановлення додаткових комплектів трансформаторів струму.

Трансформатори напруги, що використовуються для приєднання лічильників технічного обліку, можуть мати клас точності нижче 1,0.

Допускається застосування трансформаторів струму з завищеним коефіцієнтом трансформації (за умовами електродинамічної і термічної стійкості чи захисту шин), якщо при максимальному навантаженні приєднання струм у вторинній обмотці трансформатора струму буде складати не менше 40% номінального струму лічильника, а при мінімальному робочому навантаженні – не менше 5%.

Приєднання струмових обмоток лічильників до вторинних обмоток трансформаторів струму слід проводити, як правило, окремо від кіл захисту і спільно з електровимірювальними приладами.

Допускається здійснювати спільне приєднання струмових кіл, якщо роздільне їх приєднання потребує встановлення додаткових трансформаторів струму, а спільне приєднання не приводить до зниження класу точності і надійності кіл трансформаторів струму, що служать для обліку, і забезпечує необхідні характеристики пристроїв релейного захисту.

Використання проміжних трансформаторів струму для вмикання розрахункових лічильників забороняється.

Навантаження вторинних обмоток вимірювальних трансформаторів, до яких приєднуються лічильники, не повинне перевищувати номінальних значень.

Переріз і довжина проводів і кабелів в колах напруги розрахункових лічильників повинні вибиратися такими, щоб втрати напруги в цих колах складали не більше 0,25% номінальної напруги при живленні від трансформаторів напруги класу точності 1,0. Для забезпечення цієї вимоги допускається застосування окремих кабелів від трансформаторів напруги до лічильників.

Втрати напруги від трансформаторів напруги до лічильників технічного обліку повинні складати не більше 1,5% від номінальної напруги.

Для живлення кіл лічильників можуть застосовуватися як однофазні, так і трифазні трансформатори напруги, в тому числі чотири- і п’ятистержневі, що застосовуються для контролю ізоляції.

Встановлення лічильників і електропроводка до них

Лічильники повинні встановлюватися в шафах, камерах комплектних розподільчих пристроїв (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нішах, на стінах, що мають тверду конструкцію.

Допускається кріплення лічильників на дерев’яних, пластмасових або металічних щитках.

Висота від підлоги до коробки затискачів лічильників повинна бути в межах 0,8-1,7 м. Допускається висота менша 0,8 м, але не менше 0,4 м.

Технічний облік

На підприємствах слід передбачати технічну можливість встановлення (в умовах експлуатації) стаціонарних чи застосування інвентарних переносних лічильників для контролю за дотриманням витрати електроенергії цехами, технологічними лініями, окремими енергоємними агрегатами, для визначення витрати електроенергії на одиницю продукції чи напівфабрикату.

Допускається встановлення лічильників технічного обліку на вводі підприємства, якщо розрахунковий облік з цим підприємством ведеться за лічильниками, що встановлені на підстанціях чи електростанціях енергосистем.

На встановлення і зняття лічильників технічного обліку на підприємствах дозвіл енергопостачальної організації не потрібний.

Прилади технічного обліку на підприємствах (лічильники і вимірювальні трансформатори) повинні перебувати у віданні самих споживачів.

Класи точності лічильників технічного обліку активної електроенергії повинні відповідати значенням, приведеним нижче:

Для ліній електропередачі з двостороннім живленням напругою 220 кВ і вище, трансформаторів потужністю 63 МВА і вище  .    .    .    .    .    .   .  .    .    .    .    .    .    .    .    .    . 1,0

Промислові підприємства  .    .    .    .    .    .    .    .    .    .   2,0

Класи точності лічильників технічного обліку реактивної електроенергії допускається вибирати на одну ступінь нижче відповідного класу точності лічильників технічного обліку активної електроенергії.


4 Вимоги до оформлення курсового проекту

Структура пояснювальної записки:

  •  обкладинка;
  •  титульний аркуш;
  •  реферат;
  •  зміст;
  •  основна частина;
  •  висновки (при необхідності);
  •  перелік використаних (рекомендованих джерел);
  •  додатки.

Вимоги до викладення тексту

Текст рекомендується поділяти на розділи. Розділ можна поділяти на пункти або підрозділи. Пункти за необхідності можуть поділятись на підпункти.

Розділи, підрозділи, пункти і підпункти необхідно нумерувати арабськими цифрами.

Наприклад:     1          1          2           2

                        1.1       1.2      2.1        2.2

                        1.1.1    1.2.1   2.1.1     2.21

Назва розділу повинна бути короткою і відповідати змісту. Її розташовують симетрично до тексту. Переноси слів у назві не допускаються. Не допускається підкреслення назви розділу.

Нумерація формул, таблиць, рисунків – у межах розділу.

Приклад: таблиця 1.1, рисунок 2.1, формула 3.1.

Приклад оформлення таблиці:

Таблиця 1.1 – Назва таблиці


- головка
    таблиці

У разі перенесення таблиці на іншу сторінку, пишуть слова „Продовження табл.1.1”

Приклад оформлення рисунків:

Рисунок 1.1 – Назва рисунка

За необхідності під рисунком розміщують пояснювальні дані. В такому випадку назву рисунка розміщують після пояснювальних даних.

Формули повинні нумеруватись у межах розділу арабськими цифрами, які записують на рівні формули, праворуч в круглих дужках.

Приклад:

                                     (1.1)

де А - ..., а - ..., d - ....

Додатки

Додатки оформляють як продовження документа, розташовуючи їх у порядку посилань на них у тексті.

Кожний додаток повинен починатися з нової сторінки. Додатки нумерують великими літерами української абетки, починаючи з А, за винятком літер Г, Є, З, І, Ї, Й, О, Ч, Ь.

Додатки повинні мати спільну з рештою документів наскрізну нумерацію аркушів.

Ілюстрації, таблиці, формули, що є в тексті додатку, слід нумерувати в межах кожного додатку. Наприклад,
Рисунок А.1, таблиця Б.2, формула В.1.

Нумерація аркушів видань – наскрізна, включаючи додатки.


РЕКОМЕНДОВАНА ЛІТЕРАТУРА

  1.  Державні будівельні норми України ДБН А. 2.2-3-97. Склад, порядок розроблення, погодження та затвердження проектної документації для будівництва. Державний комітет України у справах містобудування й архітектури. – К.: 1997. – 33 с.
  2.  ДСТУ БА 2.4-4-99. Основні вимоги до проектної та робочої документації. Державний комітет архітектури, будівництва і житлової політики. – К.: 1997. – 34 с.
  3.  Визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику. Методика. Енергосистеми і електричні мережі. – ГКД 340.000.002-97. Міністерство енергетики і електрифікації України.- К., 1997. – 53 с.
  4.  Норми технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою (6 .. 750) кВ. – ГКД 341.004.001-94. Міністерство енергетики і електрифікації України. – К., 1994. – 139 с.
  5.  Методика обчислення плати за перетікання реактивної електроенергії між електропередавальною організацією та її споживачами. Затверджена наказом Міністерства палива та енергетики України від 17 січня 2002 р. N 19. Зареєстрована  в Міністерстві юстиції України 1 лютого 2002 р. за N 93/6381 .
  6.  Соломчак О.В. Методика вибору та порівняння варіантів компенсації реактивної потужності. /Енергетика і електрифікація.- 2004р. №9.- с23-27.
  7.  Федоров А.А., Л.Е.Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования.- М.:Энергоатомиздат, 1987-325 с.
  8.  Михайлів М.І., Соломчак О.В., Гоголюк П.Ф. Розрахунок електричних навантажень. Навчальній посібник.-Івано-Франківськ:Факел,2003.-150с.
  9.  Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленный предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 472 с.
  10.  Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю.Г.Барибина и др.-М.:Енергоатомиздат, 1990-576 с.
  11.  Справочник по электроснабжению и электрообрудованию: в 2 т./ Под общ.ред. А.А.Федорова. -М.Энергоиздат,1987.-592с.
  12.  Кудрин Б.Н., Прокопчик В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий.- Минск,1988-341с.
  13.  Мукосеев Ю.Л. Электроснабжение промышленных предприятий . М.Энергия, 1973-245с.
  14.  Шидловський А.К., Вагин Г.Я., Куренний Э.Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 224 с.
  15.  Проектирование систем электроснабжения/В.Н. Винославский, А.В. Праховник, Ф. Клеппель, У. Бутц. – К.: Вища шк., 1981. – 360 с.
  16.  Основы построения промышленных электрических сетей/Г.Н. Каялов, А.Э. Каждан, И.Н. Ковалев, Э.Г. Куренный. – М.: Энергия, 1978. – 352 с.
  17.  Волобринский С.Д. Электрические нагрузки и баланс промышленных предприятий. – М.: Энергия, 1976. – 128 с.
  18.  Жохов Б.Д., Гольдгельф Л.Б. Руководящий технический материал „Указания по проектированию электрических нагрузок” РТМ 36.18.32.4//Инструктивные материалы по проектированию электроустановок. – М.: ВНИПИ „ТЯЖПРОМЕЛЕКТРОПРОЕКТ”, 1994. – № 7-8. – С. 4-27.
  19.  Гольдгельф Л.Б., Жохов Б.Д. Руководящий технический материал „Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий” РТМ 36.18.32.6// Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. – М.: ВНИПИ „ТЯЖПРОМЕЛЕКТРОПРОЕКТ”, 1993. - № 2. С. 24-53.
  20.  Указания по проверке кабелей с пластмасовой изоляцией на напряжение 1 кВ на термическую стойкость// Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. – М.: ВНИПИ „ТЯЖПРОМЕЛЕКТРОПРОЕКТ”, 1994. - № 4. С. 3-53.
  21.  Карпов Ф.Ф. Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях. – М., Энергия, 1975. – 184 с.
  22.  Михайлів М., Романюк Ю., Кулик Т. Методичні вказівки для визначення економічної ефективності інвестицій в енергетику. – Івано-Франківськ,
    Вид-во ІФДТУНГ, 1999. – 17 с.
  23.  Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 640 с.
  24.  Автоматизация проектирования систем электроснабжения/ В. Н. Винонославский, В.И.Тарадай, У.Бутц, Д.Хайнце. - К.: Выща шк. Головное изд-во, 1988. - 208 с.
  25.  Гоголюк П.Ф., Гречин Т.М. Прикладне математичне забезпечення автоматизованої системи проектування електропостачальних систем//Тези допов. 1-ої Міжнарод. наук.-техн. конф. "Математичне моделювання в електротехніці й електроенергетиці". - Львів, 1995. - С.154.
  26.  Гринберг И.Я., Гоголюк П.Ф. Автоматизация проектирования систем электроснабжения объектов// Проектирование и инженерные изыскания. - 1991. - № 3. - С.17-18.
  27.  Маліновський А.А., Гоголюк П.Ф. Концептуальні засади створення навчально-промислової автоматизованої системи проектування електропостачальних систем//Тези допов. 1-ої Міжнарод. наук.-техн. конф. "Математичне моделювання в електротехніці й електроенергетиці". - Львів, 1995. - С.132.
  28.  Указания по определению электрических нагрузок в промышленных установках.- Инструктивные Указания по проектированию электрических промышленных установок, 1968, №6.
  29.  Справочник по проектированию электроснабжения.-М: Энергия,1980.
  30.  Электрическая нагрузка промышленных предприятий /С.Д. Волобринский; Г.М. Каялов; П.Н. Клейн; Б.С. Мешель.-Л:Энергия, Ленингр. отд-ние, 1971.
  31.  Жохов Б.Д. Анализ причин завышения расчетных нагрузок и возможной их коррекции //Промышленная энергетика.- 1989,  №7.-С.17-19.
  32.  Жохов Б.Д., Гольдгельф Л.Б., Руководящий технический материал “Указания по расчету электрических нагрузок” РТМ 36.18.32.4// Инструктивные материалы по проектированию электроустановок. -М.:ВНИПИ ТЯЖПРОМЕЛЕКТРОПРОЕКТ, 1992.-№7-8.-С.4-27.
  33.  Жохов Б.Д. Выбор компенсирующих устройств в сетях общего назначения//Промышленная энергетика. - 1993, №3. - С. 36-40.
  34.  Гольдгельф Л.Б., Жохов Б.Д. Руководящий техниический материал "Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий" РТМ 36.18.32.6//Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. -М.:ВНИПИ ТЯЖПРОМЭЛЕКТРОПРОЕКТ, 1993.- № 2. С.24-53.
  35.  Указания по проверке кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 1 кВ на термическую стойкость//Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. -М.: ВНИПИ ТЯЖПРОМЭЛЕКТРОЕКТ, 1994.- № 4. С.3-53.
  36.  Железко И.В., Саенко Ю.Л., Степанов В.П. Методы вероятносного моделирования в расчетах характеристик электричнских нагрузок потребителей.-М.:Энергоатомиздат, 1990.-128с.:ил.
  37.  Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях. М., Энергия, 1974.-72с. с ил.
  38.  Карпов Ф.Ф Компенсация реактивной мощности в распределительных сетях . М., Энергия, 1975.-184с. с ил.
  39.  Указания по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий.- Инструктивные материалы Главгоэнергонадзора. М.: Энергоатомиздат, 1986.
  40.  Ковалев И.Н. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрических сетей.- М.: Энергоатомиздат, 1990.- 200с. с ил.
  41.  Волобринский С.Д. Электрические нагрузки и балансы промышленных предприятий, Л., Энергия, 1976.- 128с., ил.
  42.  ДБН В.2.5….-2002. Проектування електрообладнання житлових та громадських будинків і споруд.
  43.  ДБН В.2.5-23-2003 Проектування електрообладнання об"єктів цивільного призначення.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

50839. Применение программы РSpice для моделирования двухтактного полумостового преобразователя постоянного напряжения 218.5 KB
  При включении питания схема запуска кратковременно замыкает ключ S1. При замыкании S1 через первичную обмотку W11 силового трансформатора TV1 начинает протекать ток, являющийся суммой токов...
50842. Изучение характеристик вакуумного диода и определение работы выхода электронов из вольфрама 737.5 KB
  Цель работы: экспериментальное изучение характеристик вакуумного диода и определение работы выхода электронов из вольфрама. Описание работы: Экспериментальная часть работы состоит из трех этапов: измерение мощностей нагрева катода Рн по значениям Uн. Сила тока накала измеряется стрелочным амперметром А1 встроенным в источник ИП а напряжение накала UН внешним цифровым прибором род работы U= подключаемым к соответствующим гнездам на панели источника ИП прибор на рис. Сила тока в лампе...