ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4183| Title: | Електропостачання заводу з виготовлення кисневого та вакуумного обладнання медичного призначення |
| Authors: | Самойлик , Олександр Васильович Гриненко, Олександр Анатолійович |
| Keywords: | Електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2022 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення кисневого та вакуумного обладнання медичного призначення. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. В індивідуальному завданні розглянуті питання монтажу КТП. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання переведення електричних мереж з напруги живлення 380 В на 660 В. У розділі з охорони праці розглянуті загальні вимоги безпеки при експлуатації кисневих балонів та трубопроводів |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4183 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| Гриненко_Самойлик.pdf Restricted Access | 3.43 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій і робототехніки
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
ПОГОДЖЕНО
Завідувач кафедри _________О.О. Ситник
«_____» __________2022 року
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
«Електропостачання заводу з виготовлення кисневого та
вакуумного обладнання медичного призначення»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
Гриненко Олександр Анатолійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Самойлик О.В. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 56
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 56
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 59
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 62
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 70
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 70
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 72
6 6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 76
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 76
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 81
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 85
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 91
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 91
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 92
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 94
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 95
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 97
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 98
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 100
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 100
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 101
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 101
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 101
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 105
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 111
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 112
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 113
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 115
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 117
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 119
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 122
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 130
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 130
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 130
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 133
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 133
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 134
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Монтаж КТП………………. 139
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА………………………….. 144
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………….. 147
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 156
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і
економічним вимогам [1, 2, 3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу,
так і не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається
з мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в
передачі електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у
відповідній кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи
електроспоживання є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу безперебійність електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування, а також вимоги
електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці особливості та
характеристики є головними чинниками при проектуванні системи
електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з
яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Як правило, живлення електроприймачів паралельних
технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин підстанцій,
взаємозв’язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї секції
шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило,
знаходитися під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих
елементів мережі має бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства.
При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і
експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови
оточуючого середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що
виконують допоміжні технологічні операції, частину обладнання
інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до ІІ категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І
категорії, що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному
господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності
електропостачання” не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи
до цехів, дільниць, корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по
відношенню до індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише
поєднання в різних пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає
як цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано
рельєф місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів
електричної енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних
процесів на підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є дев'ять цехових
трансформаторних підстанцій.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Заводу з виготовлення борошномельних млинів має споживачів І, ІІ
та ІІІ категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
побутових млинів
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання складається з 7 установок, що включені на фазну
(220 В) або лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні
обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики
приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Кількість, Встановлена
Найменування електроприймачів cos
на шт. потужність, кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор витяжний 8 2,8 0,87
2 Верстат різьбонарізний 2 5,1 0,82
3 Прес 2 12,6 0,88
4 Тельфер 2 7,2 0,85
5 Верстат різьбонарізний 2 2,2 0,81
Широкоуніверсаль-ний фрезерний
6
верстат 2 51,2 0,93
7 Перфораційний верстат 4 28,8 0,84
8 Радіально–свердлильний верстат 2 4,8 0,87
9 Клепальний верстат 2 6,2 0,81
10 Круглошліфувальний верстат 8 3,4 0,81
11 Прес двокривошипний 2 72,0 0,91
Багатошпиндельний токарний
12
автомат 2 7,8 0,88
13 Прес штампувальний 2 21,2 0,85
Вертикальний консольно-фрезерний
14
верстат 2 15,4 0,94
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
15 Верстат розточувально-фрезерний 2 6,2 0,87
16 Конвеєр 1 4,4 0,87
17 Прес однокривошипний 1 17,8 0,92
Верстат агрегатний з лінійним
18
переміщенням 2 28,6 0,90
19 Токарно-гвинторізний верстат 2 7,8 0,87
20 Вентилятор припливний 3 21,4 0,88
53
Однофазні електроприймачі
Машина шовного зварювання МШ- 1
1 0,56
01 10
Машина шовного зварювання МШ- 1
2 0,51
02 8
Машина шовного зварювання МШ- 1
3 0,62
03 12
Машина шовного зварювання МШ- 1
4 0,65
04 22
5 Шахтна електропіч НОЛ-1А 1 9 0,75
6 Шахтна електропіч НОЛ-2А 1 10 0,8
7 Шахтна електропіч НОЛ-3А 1 11 0,7
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1],
до ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час
після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання
яких доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі
5графічної частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі,
що потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого розглядається окремо,
складають ABH 388210 .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і
приміщення з неструмопровідним пилом, відсутні.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 40 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 900 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих
межах 110 кВ 5 %, що дає змогу нормально працювати
електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
У випадку, коли навантаження постійне в часу, виконується
співвідношення
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі,
рівної 3 T0 (у решті випадків – 3 T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття
«розрахунковий струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж
максимального нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що
й початкове змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 Uном Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
t
1
P
P(t)dt .
t
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це
алгебрична сума номінальних активних потужностей електроприймачів,
що входять у групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у
групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
електроприймачів nе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять
розподільчі шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням:
2
n
P ном
n 1 е . n
n р2ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому
цеху, величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2pном
nе . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n
( n – дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо
рном max / pном min 3 , де pном min – номінальна потужність найменшого
електроприймача групи, тоді також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними
ne знаходимо за формулою
n
кв і рном і
К 1в . (2.6) n
рном і
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до
1000 В
Коефіцієнт використання К
n в
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і
для магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
Кв, цеху
1 . (2.7)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв, i Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв,і Рном,і tgі . (2.9)
і
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху Рроз цеху Qроз цеху . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних
даних (графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової
потужності не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи
ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується
у графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він
враховується як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (вентилятор витяжний) Рном,1 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном1 8 2,8 22,4 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв Рном,1= 0,72 22,4 16,8 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо
її у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ = 16,8 0,57 9,6 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв Рном, та Кв Рном, tgφ , а саме: Кв Рном та
Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 747,8
nе 12 .
72
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
589,6
Кв, цеху 0,788 .
747,8
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе 12 та
Кв, цеху = 0,788 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,05 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну
потужність цеху
Рроз цеху 1,05 589,6 = 619,1кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається
наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число
підсумкової строки графи 9:
Qроз цеху 312,6 квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
Sроз 619,1
2 312,62 693,5 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази,
кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів
від одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном.;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з
використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно
між фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним
та нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,,(bс)b,(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с, (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с, q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- Машина шовного зварювання МШ-01;
- Машина шовного зварювання МШ-02;
- Машина шовного зварювання МШ-03;
- Машина шовного зварювання МШ-04;
- Шахтна електропіч НОЛ-1А;
- Шахтна електропіч НОЛ-2А;
- Шахтна електропіч НОЛ-3А.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %,
що підключені наступним чином:
1) Uф.А - НОЛ-1А: рa,0 9 кВт ; Кв,a0 0,4 ; cos 0,75.
2) Uф.B - НОЛ-2А: рb,0 10 кВт ; Кв,b0 0,45 ; cos 0,8 ;
3) Uф.C - НОЛ-3А: рc,0 11кВт ; Кв,c0 0,4; cos 0,7 ;
4) UAB - а) МШ-01:р1.ab 10 кВт ; Кв 0,42 ; cos 0,56
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
б) МШ-02:р2.ab 8 кВт ; Кв 0,5; cos 0,51
5) UAC - МШ-03: рac 12 кВт ; Кв 0,38; cos 0,62
6) UBC - МШ-04:рbc 22 кВт ; Кв 0,42 ; cos 0,65
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С)
згідно співвідношень (2.9а), які записано для більш загального випадку:
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні
коефіцієнти зведення навантажень з таблиці 2.4.
P(a) 0,42 10 0,95 0,5 8 1 0,38 12 0,110,4 9 12 кВт .
P(b) 0,42 10 0,05 0,5 8 0 0,42 22 0,84 0,45 10 12,4 кВт .
P(c) 0,38 12 0,86 0,42 22 0,16 0,4 11 9,8 кВт
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
Q(a) 0,42 10 0,5 0,5 8 0,57 0,38 12 0,94 0,4 9 0,7511,4 квар
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Q(b) 0,42 10 1,05 0,5 8 1,15 0,42 22 0,3 0,45 10 1,37 18 квар .
Q(с) 0,38 12 0,35 0,42 22 0,880,4 110,7 12,7 квар .
Для найбільш навантаженої фази (В)
Q(b)
tgb .
P(b)
18 (квар)
tg(b) 1,45
12,4 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
pном.max.ф pном.min.ф
p .
pном.min.ф
12,49,8
p 100% 26,5% .
9,8
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази
Р(b)
Кв(b) . Р1.ab P2.ab Рbc Рb,0
2
12,4
Кв(а) 0,39 . 10 8 22
12
2
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш
навантаженої фази (В)
Ру 3 P(b) ; Ру 312,4 37,2 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 37,2 1,4553,9 квар .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P(o)
ne(o) .
3 pmax.(o)
P(o) 1212,49,834,2 кВт
2 34,2
ne(o) 2 .
3 12,4
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(b) 0,39 отримаємо Кр 1,98 .
Рроз у Кр Кв(b) Ру ,
Рроз у 1,98 0,39 37,2 28,7 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при пе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі
і
Qроз у 1,11,98 0,39 37,2 1,45 45,8 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S P2 2роз у роз у Qроз у .
2 2
Sроз у 28,7 103 45,2 103 53,5 кВ А
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН
освітлювальних установок Рп. оc. ф використовуються слідуючи дані: тип
світильника, коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення
розрахункової висоти H, площа освітлювального приміщення S. Потім по
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників згідно [6, 7] визначаємо питому потужність загального
рівномірного освітлення, необхідну для забезпечення необхідного
значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням:
Pmax оc S , (2.14)
де S , – площа приміщення, м2 ;
– питома потужність освітлювальних установок, Вт / м
2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Qmax оc Pmax оc tg0 , (2.15)
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові
дані з [6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Pmax оc 26,5 3116 82574Вт,
Qроз, ос = Рроз, ос tgφ = 82574 0,2 16,5квар.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами
Р0,4 цеху Рроз, цеху Рроз, ос, цеху Рроз у
Р0,4 цеху 619,1 74 28,7 721,7 кВт ,
Q0,4 цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху Qроз у ,
Q0,4 цеху 312,6 16,5 45,2 372,6квар .
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
SТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.16)
2 2
S ТП 721,7 372,6 816 кВ А .
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що
живляться від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта
одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху і Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
2 2
SНН ГПП 0,9 6191,3 +3136,8 = 6246,5 кВ А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики,
виконано розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН ГПП = 5008,6 кВ А
(таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
n
Р0,4 цеху xi
ХЦЕН підпр =
i = 1 , (2.18)
n
Р0,4 цеху
i = 1
n
Р0,4 цеху yi
Y = i = 1ЦЕН підпр . (2.19) n
Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
1036001,4
ХЦЕН підпр = = 167,3 м , 6191,3
1222517,5
Y . ЦЕН підпр= = 197,5 м6191,3
Центр електричних навантажень цеху.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний
метод (погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
п
Рроз хi i
Х i1ЦЕН цеху(Р) , (2.20) п
Рроз i
i1
п
Рроз уi i
У i1ЦЕН цеху(Р) ; (2.21) п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз хi i
Х i1ЦЕН цеху(Q) , п
Qроз i
i1
п
Qроз уi i
У i1ЦЕН цеху(Q) , п
Qроз i
i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності і і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за
формулами (2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання
кольорового металу за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням
їх перерізу.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні стовбці таблиці
2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у
таблицю 2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
Рі Х Р Х Y ХНайменування і і і i Р Y ЦЕН цеху(Р)
УЦЕН цеху(Р)
і і i
кВт мм мм
Вентилятор
2,8 6,0 16,8 10,0 28,0
витяжний
Вентилятор
2,8 6,0 16,8 18,0 50,4
витяжний
Вентилятор
2,8 35,0 98,0 5,0 14,0
витяжний
Вентилятор 100, 110,
2,8 280,0 308,0
витяжний 0 0
Вентилятор 170, 110,
2,3 391,0 253,0
витяжний 0 0
Вентилятор 145,
2,8 406,0 27,0 75,6
витяжний 0
Вентилятор 247, 107,
2,8 691,6 299,6
витяжний 0 0
Вентилятор 252, 107,
2,8 705,6 299,6
витяжний 0 0
Верстат
5,1 12,0 61,2 31,0 158,1
різьбонарізний
Верстат
5,1 12,0 61,2 41,0 209,1
різьбонарізний
130,
Прес 12,6 1638,0 36,0 453,6
0
154,
Прес 12,6 1940,4 36,0 453,6
0
Тельфер 7,2 60,0 432,0 60,0 432,0
130,
Тельфер 7,2 936,0 60,0 432,0
0
Верстат 175,
2,2 385,0 41,0 90,2
різьбонарізний 0
Верстат 203,
2,2 446,6 41,0 90,2
різьбонарізний 0
Широкоуніверсальни 125, 103,
51,2 6400,0 5273,6
й фрезерний верстат 0 0
Широкоуніверсальни 150, 103,
51,2 7680,0 5273,6
й фрезерний верстат 0 0
Перфораційний 131,
22,8 2986,8 80,0 1824,0
верстат 0
Перфораційний 131,
22,8 2986,8 69,0 1573,2
верстат 0
Перфораційний 157,
22,8 3579,6 80,0 1824,0
верстат 0
Перфораційний 157,
22,8 3579,6 68,0 1550,4
верстат 0
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Радіально–
180,
свердлильний 4,8 864,0 29,0 139,2
0
верстат
Радіально–
204,
свердлильний 4,8 979,2 29,0 139,2
0
верстат
Клепальний верстат 6,2 20,0 124,0 88,0 545,6
Клепальний верстат 6,2 20,0 124,0 78,0 483,6
Круглошліфувальний 182,
3,4 618,8 58,0 197,2
верстат 0
Круглошліфувальний 182,
3,4 618,8 67,0 227,8
верстат 0
Круглошліфувальний 182,
3,4 618,8 75,0 255,0
верстат 0
Круглошліфувальний 182,
3,4 618,8 83,0 282,2
верстат 0
Круглошліфувальний 202,
3,4 686,8 58,0 197,2
верстат 0
Круглошліфувальний 202,
3,4 686,8 67,0 227,8
верстат 0
Круглошліфувальний 202,
3,4 686,8 75,0 255,0
верстат 0
Круглошліфувальний 202,
3,4 686,8 83,0 282,2
верстат 0
Прес 102,
72,0 51,0 3672,0 7344,0
двокривошипний 0
Прес 102,
72,0 90,0 6480,0 7344,0
двокривошипний 0
Багатошпиндельний 180,
7,8 1404,0 99,0 772,2
токарний автомат 0
Багатошпиндельний 203,
7,8 1583,4 99,0 772,2
токарний автомат 0
Прес штампувальний 21,2 54,0 1144,8 84,0 1780,8
Прес штампувальний 21,2 94,0 1992,8 84,0 1780,8
Вертикальний
консольно- 15,4 57,0 877,8 67,0 1031,8
фрезерний верстат
Вертикальний
консольно- 15,4 97,0 1493,8 67,0 1031,8
фрезерний верстат
Верстат
розточувально- 6,2 13,0 80,6 50,0 310,0
фрезерний
Верстат
розточувально- 6,2 13,0 80,6 60,0 372,0
фрезерний
Конвеєр 4,4 60,0 264,0 22,0 96,8
Прес 126,
17,8 2242,8 68,0 1210,4
однокривошипний 0
Верстат агрегатний з
150,
лінійним 28,6 4290,0 68,0 1944,8
0
переміщенням
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Верстат агрегатний з
186,
лінійним 28,6 5319,6 50,0 1430,0
0
переміщенням
Токарно- 208,
7,8 1622,4 50,0 390,0
гвинторізний верстат 0
Токарно- 186,
7,8 1450,8 50,0 390,0
гвинторізний верстат 0
Вентилятор 230, 105,
21,4 4922,0 2247,0
припливний 0 0
Вентилятор 235, 105,
21,4 5029,0 2247,0
припливний 0 0
Вентилятор 240, 105,
21,4 5136,0 2247,0
припливний 0 0
723, 92119, 58940,
127,4 81,5
3 0 4
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН складають: ХЦЕН 127,4 мм; (на
плані), Yцен = 81,5 мм, (на плані).
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні
міркування.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії
електроенергії і металу рекомендується розміщувати Для встановлення
ГПП поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто
існують обмеження, що накладаються технологічними особливостями,
умовами генплану тощо.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш
простий з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В
якості центру кола вибирають центр електричного навантаження приймача
електроенергії, а радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю
приймача; значення його знаходять з умови рівності розрахункової
потужності в деякому масштабі площі кола:
Pроз і r
2 m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
конденсаторних установок, які розташовуються в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів і
синхронних електродвигунів. У зв'язку з цим, в загальному випадку, для
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної
потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 Pроз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 Pроз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.
Ppоз 0,4 цеху i
ri = . (2.24)
π m
Розраховані за формулами (2.2 – 2.24) значення заносимо в
таблицю 2.8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-
будівельні обмеження[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих
підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у
випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення
КТП поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(лист 5 графічної частини).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним
навантаженням близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів
можуть бути використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з
первинною напругою 220 – 500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При відсутності живлення по однієї з живильних ліні, лінії , що
залишилися в роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства.
При виході з ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що
залишилися в роботі, повинне забезпечити живлення всіх
електроприймачів I і II категорії, які необхідні для функціонування
основних виробництв.
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування
у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства.
При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і
експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови
навколишнього середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної
безпеки.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН
встановлено розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й
рекомендовано при проектуванні підстанцій, що будуються.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має
в більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою
може мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми
типової розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують
при забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною
густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за
умовами утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути
перевірено, при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними
даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність
SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6
2 2
N N
SВН ГПП Ко P 0,4 цеху і PT Q0,4 цеху і QT , (3.1)
i i
де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = Кзав.Л , (3.2)
3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий
струм післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів
і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
ІрозПЛ к Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з
місцем розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі
за її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у
залежності від напруги.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються
за виразом
PT 0,02 SНН ГПП ,
QT 0,1SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена
нами за формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 6246,5 124,9 кВт ;
QT 0,16246,5 625 квар .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Загальне навантаження об’єкта становить
2 2
SВН ГПП 0,9 6191,3124,9 3136,8 625 0,9 7351,6 6616 кВ А
У нашому випадку
6616
ІрозПЛ= 17,36 А .
2 1,732 110
2
Переріз лінії живлення (мм ) визначається виразом
ІрозПЛ
Fек ,
jек
2
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм .
17,36 2
Fек = =12,4 мм .
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт,
що враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);
17,36 А 170 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25;
2 17,3 А = 34,6 А 115 1,05 0,9 1,25135,8 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
2
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній),
по яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства,
втрати напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії
U /ф дорівнює [19]:
Uф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.3)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф
Uф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф ,
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U
j
ф1 e
де модуль U1ф цієї напруги :
Uф1 (Uф2 Uф)
2 (Uф )
2
(3.5)
та його фаза :
Uф
arctg .
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:
Uф Uф1 Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням
Uф (U
2
ф) (Uф )
2 . (3.7)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для любої кількості ділянок лінії маємо
n
U 3 Uф 3 Ii ri cosi Ii xi sini .
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній
складовій U/ . Тоді втрата напруги U приблизно визначається по
формулі
PіR QіX PіR Q XU U 3 (Ia R Ip X)
і ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
П П0 L ,
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км
Dcp
X0 0,144 lg 0,0157 Х
/ Х/ /0 0 ,
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули
Dcp
3 D12 D13 D23 , м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трижильного кабелю – по вершинах
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову
розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт .
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 ,
F
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм /км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
I іa ; Ip
і (3.8)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi 4915,9 кВт; Qі 3490,1 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L , R 0,34 40=13,6 Ом,
X X0 L , X = 0,318 40=12,72 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
4915,9 103
Ia 25,9 A ;
3 110 103
3490 103
Ip 18,3 A .
3 110 103
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і
поперечну складові падіння напруги:
Uф 29,5 13,618,312,7 634,7 В;
U 25,9 12,7 18,3 13,6 77 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
U 2 6ф1 (110 0,63) 10 (0,077)
2 106 110,6 кВ .
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,63)
2 106 (0,077)2 106 634 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110,6 10
3 110,0 103 0,6 103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pі 4915,9 кВт; Qі 3490,1 квар складає
Uф
U% %.
Uном
0,6 103
U% 100 0,55% .
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично
без втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
При виборі трансформаторів головної понижуючої підстанції у
якості розрахункової потужності приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах [4, 9]. Активна і реактивна складова
втрат в трансформаторі визначаються за виразом
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
2 2
n n
Snp(6 ст.) КО P P Т Q QТ SВН ГПП .
i1 i1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох
трансформаторів ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
Snp(6 ст.)
SТпр . (4.1)
2 0,7
На рисунку 4.1 приведено приклад графіку навантаження для вибору
трансформаторів ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 4.1 – Приклад графіку навантаження для вибору
трансформаторів підстанції
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
(S2i ti )
1
К i11 ,
S nном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному
трансформатора;
ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за
/ / /
більшим значенням із двох величин K2 та K2 .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
/
Величина K2 обчислюється за формулою
m
(S2i ti )
/ 1К i12 ,
S mном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
/ /
Величина K2 визначається за виразом
0,9 S
/ / np(6 ст.)К2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження
К1 за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп К2 .
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути
менше половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що
в разі аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним
вмиканням секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на
себе все навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ .
2
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
SномТ ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному
режимі для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого
обмеження навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого
перевантаження залежно від тривалості перевантаження, температури
повітря та величини попереднього навантаження. У загальному випадку
використовують нормативну документацію, експлуатаційну документацію
на трансформатор. Для визначення навантажувальної здатності проводять
розрахунки за допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
6616
SТпр 4725,7 кВ А .
2 0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із
номінальними параметрами:
Sном Т =6,3 МВ А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати
Sроз об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень
(рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в головним
чином, вимогами надійності живлення електроприймачів [3, 4, 6,].
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової
ТП, користуючись співвідношенням
S 816
Sприб T
ТП 583 кВ∙А.
2 0,7 1,4
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає
Sном T =630 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.2) сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
P
N maxmin N,
кзаван Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи
трансформаторів, кВт (для нашого випадку Pmax Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
727,7
Nmin 0,53 2 .
0,75 630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6]
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
у функції Nmin і N .
Nе 2 0 2 ,
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність
Qmax T , яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ,
визначається вона за формулою
2
Qmax T Nе кзаван.ф Sном T Р2max .
S
де к – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТПзаван.ф заван.ф .
Ne Sном T
816
кзаван.ф 0,64 .
2 630
У такому разі
2 2
Qmax.T = 2 0,64 630 - 727,7 455,5 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе:
QHK1 Qmax Q0,4 maxT
,
де Qmax – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш 0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 QHK1 327,5 - 455,5 128 квар .
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку
не потрібно. У нашому випадку QHK1 0 квар, тобто встановлювати
батареї не потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 Qmax QHK1 N S0,4 е ном Т
,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
QHK2 327,4 (127) 0,18 2 630 228,6 квар .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHK 128 228,6 100,6 квар. сум
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК3 – 0,38 – 50 потужністю 50 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати
певної частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її
передачі неминучі.
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах
системи електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної
потужності і енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною
потужністю, яка передається споживачам по лініях електропередачі.
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на
аналіз схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова,
індивідуальна (рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з
груповою або індивідуальною.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від
потоків реактивної потужності споживачів.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіка навантаження
повинно передбачатися автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частини конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання.
Число і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймається за найменшою реактивної навантаженні мережі підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При підключенні конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік необхідно перевіряти вірогідність перевантаження
конденсаторів по току в резонансних або близьких до них режимах і
застосовувати необхідні заходи щодо їх усунення.
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей).
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за
співвідношенням:
Q C U2 .
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а
C – сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням:
1
Q C U2 ,
3
де C – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1 4 .
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то
втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна
здатність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього –
часткова нормалізація напруги. При перенесенні місця установки
компенсуючих пристроїв від межі балансової належності ближче до
споживача з'являються ділянки мережі, розвантажені від потоків
реактивної потужності. На цих ділянках знижуються втрати активної
потужності. В результаті знижується термін окупності компенсуючих
пристроїв і підвищується ефективність використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при
цьому потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на
підприємстві знаходяться на різних рівнях напруги.
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація
в порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і
відключення) і є кращим варіантом компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що
спікаються (рисунок 4.5).
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі
всієї потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження
підприємств.
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та
ДСТУ EN 50160.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід
застосовувати двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів
регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв
різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шино проводу допускають лише в
тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення
електроприймачів у цеху, практично рівномірної густині навантаження,
відсутності РП високої напруги, приймаємо схеми компенсації з
розташуванням засобів компенсації (конденсаторних батарей) на шинах
цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
З енергосистемою узгоджено Qек = 1620 квар.
Qвк 591,20,9 3683,3 619 1620 1715 598,8 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення
високовольтні конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює
розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а
саме: дві конденсаторні установки марки УКЛ(П)56–10,5–300 УЗ,
модернізовані.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних витрат
провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП,
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої
наведено на рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10= Рроз 0,4+ РТ= Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ = Qроз 0,4+ 0,1 Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Рmax 10 і + Q , i max 10 і
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р
ТП роз 0,4
Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7
ТП–1 (1 трансф.) 598,9 317,8 1000 618,9 417,8 746,7
ТП–2 (2 трансф.) 486,1 269,9 1000 506,1 369,9 626,9
ТП–3 (1 трансф.) 469,3 256,5 630 481,9 319,5 578,2
ТП–4 (1 трансф.) 450,8 300,2 630 463,4 363,2 588,8
ТП–5 (1 трансф.) 478,4 280,1 630 491,0 343,1 599,0
ТП–6 (2 трансф.) 310,1 154,7 630 322,7 217,7 389,3
ТП–7 (2 трансф.) 423,4 164,3 630 436,0 227,3 491,7
ТП–8 (2 трансф.) 511,6 237,5 1000 531,6 337,5 629,7
ТП–9 (2 трансф.) 370,8 164,7 630 383,4 227,7 445,9
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
SЛ
I = іроз, Л . і 3 Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
746,7
Iроз Л (ГПП - ТП 4 ) = 43,1А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
Iроз, Л
F = і
43,1
30,8 мм2ек .
j ек 1,4
2
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 45 мм .
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×35),
Іном каб = 115 А .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
43,1 115 1,05 0,9 108,6 А
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 1,25 .
Для нашого випадку
2 43,1А = 86,2 А 115 1,05 0,9 1,25 135,8 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 Iроз Л LКЛ rо cos+ xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cos та sin знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
618,9 417,8
cos= = 0,829 ; sin = = 0,559
746,7 746,7
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
U 1,732 43,10,22(1,24 0,829 0,099 0,559) 17,79 В .
Таким чином, умова виконується, так як
U = 17,8 0,05 Uном 50 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
кабелю 2 F 2
Марка кабелю
м кВА А мм А , мм
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП–ТП1 220 746,7 43,1 30,8 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП2 160 626,9 36,2 25,9 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП3 80 578,2 33,4 23,8 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 95 588,8 34,0 24,3 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП5 160 599,0 34,6 24,7 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 140 389,3 22,5 16,1 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 145 491,7 28,4 20,3 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП8 210 629,7 36,4 26,0 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП9 150 445,9 25,7 18,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–БСК10 10 300,0 17,3 12,4 75 16 АСБГ(3х16)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і
перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й
фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору z i елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:
E = Ei n1 n2 nm ; (6.1)
U = Ui n1 n2 nm ; (6.2)
I
I = i ( 6.3)
n1 n2 nm
z = z n n n .2i 1 2 m , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри
якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном), U* (ном), I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях
виміру встановлюють за виразами:
E = E *(ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
U = U* (ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I = I ном* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2 nm
U2 2
z = z ном* (ном) i n1 n2 nm ; (6.8)
Sном
U
z = z ном
2
* ном і n1 n2 nm . (6.9)
3 I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 40 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній
хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км [19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
Uном В 115
– фактичний коефіцієнт трансформації n = = .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде
наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2, X5, X7, R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2, X5, X7, R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2
U2 110 1032 2
ХС=
C n 1 7,562 Ом ;
SКЗ 1600 10
6
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
2 2
ХПЛ= lПЛ хПЛ, пит n 45 0,4 1 18 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
2
2
U U 11103 2
Х = КЗ
ном. Н 2 10,5 115
Т n 220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 10
6
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
2 115 Х2= хкаб. пит LКЛ 2 n =0,099 0,16 1,73 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
2 115 Х5= хкаб. пит LКЛ 5 n =0,099 0,16 1,73 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7
2
2 115 Х7= хкаб. пит LКЛ 7 n =0,099 0,145 1,57 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
115
R2 = r
2
каб. пит LКЛ 2 n = 1,24 0,19 24,7 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
R 2
115
5 = rкаб. пит LКЛ 5 n = 1,24 0,16 21,7 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
2 115 R7= rкаб. пит LКЛ 7 n = 1,24 0,145 19,6 Ом .
11
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
U
I КЗ= , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
Uc 110 10
3
U = n1 n2 nm 63510 В .
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і n .
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z Х = ХС+ ХПЛ = 7,562 + 18 = 25,56 Ом . К1 К1
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Точка короткого замикання К2:
Z Х = ХС+ХПЛ+ХТ= 7,56 + 18 + 220,4 246 Ом . К2 К2
Точка короткого замикання К3:
2 2 2
Z = Х2 +R2 = ХС+ХПЛ +ХТ +Х + R = К3 К3 2 2
2 2
= 7,56 18 220,4 1,73 20,8 248,6 Ом
Точка короткого замикання К4:
2 2 2 2Z = Х +R5 = ХС+Х +Х +Х + R = К4 К4 ПЛ Т 5 5
.
2 2
= 7,56 18 220,4 1,73 21,7 249 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 2 2
Z = Х2 +R7 = ХС+ХПЛ +ХТ +Х7 +R7 = К5 К5
.
2 2
= 7,56 18 220,4 1,57 19,6 248,3 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
U 63510
I КЗ (К1) = = = 2484,7 А .
z 25,56
К1
Точка короткого замикання К2:
U 63510
I КЗ (К2) = = 258,2 А .
z 246
К2
Точка короткого замикання К3:
U 63510
I КЗ (К3) = = 255,47 А .
z 248,6
К3
Точка короткого замикання К4:
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
U 63510
I КЗ (К4) = = 255 А .
z 249
К4
Точка короткого замикання К5:
U 63510
I КЗ (К5) = = 255,8 А .
z 248,3
К5
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) n1 2484,7 1 2484,7 А ;
– точка короткого замикання К2:
115
ІКЗ (К2) = ІКЗ (К2) n2 = 258,2 2699,4 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) n2 255,47 10,455 2670,9 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) n2 255 10,455 2666 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) n2 255,8 10,455 2674,4 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1)- IКЗ(К5)
точним методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [15, 16]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t=0,01 с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
0,01
-
T
iу = 2 Iп 0 (1 + e
a ) = 2 Iп 0 kу ,
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при
нульових початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
0,01
-
Та, ек
iу = 2 Iп 0 (1 + е ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму
КЗ, с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
0,01
m -
T
iу = Σ 2 Iп 0 i (1 + e
a,i ) ,
i = 1
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 kу IКЗ (К1) = 2 1,8 2484,7 = 6325 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 kу IКЗ (К2) = 2 1,8 2699,4 = 6871,6 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 kу IКЗ (К3) = 2 1,8 2670,9 = 6799 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 kу IКЗ (К4) = 2 1,8 2666 = 6786,5 А ,
– точка короткого замикання К5:
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
iу (К5) = 2 kу IКЗ (К5) = 2 1,8 2674,4 = 6808 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ, А 2484,7 258,2 255,47 255 255,8
ІКЗ , А 2484,7 2699,4 2670,9 2666 2674,4
іy, А 6325 6871,6 6799 6786,5 6808
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[11, 12, 15].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S 100 106
Іб =
б 525 А .
3 Uб,1 3 110 10
3
Модуль І(1)КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1)КЗ = 3 І
(1)
КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
EА Σ
І(n)КЗ1 = , (6.12)
j(X (n)1Σ + ΔX )
де ЕА Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
(1) ЕІ *КЗ1 = Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
U
Величина Е*=
C =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид
(1) ІІКЗ1 =
б . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)КЗ повного струму однофазного КЗ[12]:
І(1)
3
КЗ = Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
U
Х КЗ* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т = = 0,105 .
100
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
3
І(1)КЗ, С = Іб .
Х*1С+ Х* 2 С+ Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)КЗ = k S
(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k 1,2 . Тоді
(1) (3)
І(1)
SКЗ k SКЗ
КЗ С = = .
3 UС 3 UС
Отримаємо:
Іб 3 U 3Х* 0 С = 3
С - 2Х* С = X(3) * C - 2X* C , k S kКЗ
тобто
3
Х* 0 С = Х* С - 2 .
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ Х* 0 Т
Х* 0 Σ = Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = .
Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
S S
Х = Х = Х + Х = б + l б
*1 * 2 * С * ПЛ ПЛ
хПЛ, пит
S U2КЗ б
.
100 106 100 106
45 0,4 0,0625 0,148 0,2105
1600 106 2110 103
Необхідні для визначення Х компоненти формули (1.50)
* 0
дорівнюють відповідно:
3 3
Х* 0 С = Х* С 2 0,0625 2 0,03125 ;
k 1,2
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S 100 106
Х* 0 ПЛ = 3 Х* ПЛ = 3 lПЛ х
б
ПЛ, пит 3 45 0,4 0,4464
U2 2б 110 103
U , % 10,5
Х* 0 Т = Х
КЗ
* Т = 0,105
100 100
Отже
Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ Х* 0 Т 0,03125 0,4464 0,105
Х = 0,086
* 0 Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125 0,4464 0,105
Таким чином, модуль І(1)КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
3 3 1575
І(1)КЗ = Іб 525 3106,5 А
Х + Х + Х 0,2105 0,2105 0,086 0,507
*1 *2 *0
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)КЗ 3106,5 А .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв. КТПБ 110 кВ
призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 1000 м над рівнем
моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ категорії розміщення I по
ГОСТ 15150 і ГОСТ 15543.1 і в атмосфері типу II по ГОСТ 15150 з ізоляцією
високовольтних апаратів категорій II по ГОСТ 9920 і в IV кліматичному
районі по вітрі і ожеледі згідно з «Правилами улаштування
електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в таблиці. КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв
(ВРП) з елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного
пункту управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10), 35
кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
- - підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань[1, 3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості,
запиленості та іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору
зводяться в таблицю 7.1.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [19], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
U = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном U ном ном к
Іроз= 15,8 А І ном = 2500 А Іроз Іном
іy = 6,88 кА I mах дин = 102 кА іу Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t Iв і д к л
ВК І
2
П tК = (2,695 10
3)2 0,035 IT= 40 кА; tT= 3 с;
2
6 2 2 6 2
ВК ІТ tT
0,254 10 В с IT tT 4800 10 В с
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз= 17,36 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,793 кА I mах дин = 80 кА іy Imах дин
В І2 t = (2,695 103)2 0,035 IT= 40 кА; tT= 3 с; К П К
2
6 2 I2 t 4800 106 В2
ВК ІТ tT
0,254 10 В с T T с
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим
електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
SВН ГПП 6029 10
3 В А
Іроз 348 А .
3 Uном 1,732 10 10
3 В
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
U = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к ном
І роз= 348 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 52 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с; К П К
В 2
6 2 2 К
ІТ tT
0,428 10 В с IT tT 1200 10
6 В2 с
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
SВН ГПП 6616 10
3 В А
І роз, с е к ц. 191 А .
2 3 Uн 2 1,732 10 10
3 В
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним
приводом [19].
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
U = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном ном к
І роз секц = 191 А І ном = 630 А Іроз секц Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 80 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 3 2 I = 20 кА; t = 3 с; К П tК = (2,72110 ) 0,055 T T 2
6 2 I2 6
ВК ІТ tT
0,428 10 В с T tT 1200 10 В
2 с
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі
Uвст Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз= 348 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин 2 І ном к
іy = 6,927 кА 30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
В І2 t = (2,721103)2 0,12 IT = 31,5 кА; tT = 4 с; К П К
6 2 I2 t 3969 106 В2 0,888 10 В с T T с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣSприл.
rприл.= ,
I 2
2Н
де Sприл 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк опір контактів rк 0,1 Ом.
14
rприл.= =0,28 Ом.
52
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I
2
2Н(rприл + rк )
r пров = ;
I22Н
15 - 25 (0,28 + 0,1)
r пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
lp. ρ
F пров.= ;
rпров.
25 0,02 2
Fпров. = = 2,27 мм .
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
2
F = 2,5 мм .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом;
0,20,28 0,480,6 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення
Uвст Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S2 S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
P, Q, S,
котушкою, tgφ
Вт вар ВА
Вт
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф (ВА), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
I tпр
Fmin = ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр= tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кількість
Котушок,
шт.
У нашому випадку:
tпр= tзах + tвідкл= 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
У такому разі
I tпр 2700,5 0,135
Fmin = = = 11,67 мм
2 .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 50 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого АВН 823810 ,
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,8 м; hc = 1,2 м .
к3 Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
Ecp
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, т..;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.2 –– Розміщення світильників цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,1 1,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h .
h = H - hр - hс = 10 - 0,8 - 1,2 8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
La = λ h = 18 8 м .
При La = 8 м в ряду можна розмістити 9 світильників, тоді
2 l 828 9 10 м,
де l 5 м.
Приймаємо число рядів світильників рівним 8, тоді Lb = 6 м , а
величина
La 8 = 1,33 1,5 .
Lb 6
Отримаємо кількість світильників в цеху N = 50.
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
82 38
і = 3,2 .
8 (8238)
Для приміщення з індексом і = 4,2 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,5 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
250 1,5 3116 1,15
Фсв= 54848 лм.
50 0,49
Обираємо лампу ДРЛ 1000 з потужністю 1000 Вт, що має світловий
потік Fн о м 59000 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр
5484859000
Δ(%) 100 % = 7,6 %
54848
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 8,2 % , що допустимо.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос PДРЛ N
Рос 1000 50 50000 Вт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc Pmax оc tg0
Qmax оc 50 0,2 7,2квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3).
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого.
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз кп Рном ,і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення
в живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рроз ос 0,95 1,12 25,6 27,2 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 40 розподілена на 4 групові
щитки робочого освітлення рівномірно по 10 штук. Світильники кожного
групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 10
3
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Pроз 10
3
Ipоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P 3 3роз 10 Pроз 10
Ipоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95 ; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ; без
конденсаторів – cos 0,57 .
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук,
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20 штук.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за
співвідношенням:
1 Pроз ос
Ipоз .
2 3 Uф cos
1 53,2 103
Ipоз 44,8А.
2 3 220 0,9
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз 22,4А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4х6) з
допустимим струмом 40 А.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U , (8.3)
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга
провідників
мережі, Система мережі і роду струму
алюмініє
В мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 24,2 18 109 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
Pроз ос
де P2 ,
4
24,2
P2 6,05 кВт.
4
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,
Pроз ос
P2 ;
40
24,2
P2 0,605 кВт.
40
Таким чином
М2 6,05 46 0,605(4612,5) 63,2 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
109
U1 0,4 %.
46 6
Для другої ділянки:
63,2
U2 0,23 % .
46 6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та
обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Ipоз КП , (8.4) і і
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують і
споживачі.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
провідників (зокрема, кабелів, проводів, шинопроводів), а також відповідних
захисних апаратів. Обрані перерізи повинні забезпечувати допустимі (за
нормативними документами) відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються відповідним ДСТУ.
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а
й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
Pроз
Ipоз = ,
3 Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз Ку. п Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л Іmах = 1,25 Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
P
Ipоз (однофаз) =
ном , (8.7)
Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р І I
Споживач ном cos роз max Ітр. доп ,А Марка
кВт А А
1 2 3 4 5 6 7
Силове навантаження
Вентилятор витяжний 2,8 0,87 4,9 6,1 19 АВВГ(4х2,5)
Верстат різьбонарізний 5,1 0,82 9,5 11,8 19 АВВГ(4х2,5)
Прес 12,6 0,88 21,8 27,2 34 АВВГ(4х6)
Тельфер 7,2 0,85 12,9 16,1 19 АВВГ(4х2,5)
Верстат різьбонарізний 2,2 0,81 4,1 5,2 19 АВВГ(4х2,5)
Широкоуніверсальний фрезерний
51,2 0,93 83,7 104,7 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
верстат
Перфораційний верстат 28,8 0,84 52,2 65,2 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
Радіально–свердлильний верстат 4,8 0,87 8,4 10,5 19 АВВГ(4х2,5)
Клепальний верстат 6,2 0,81 11,6 14,6 19 АВВГ(4х2,5)
Круглошліфувальний верстат 3,4 0,81 6,4 8,0 19 АВВГ(4х2,5)
Прес двокривошипний 72,0 0,91 120,4 150,4 155 АВВГ(4х70)
Багатошпиндельний токарний автомат 7,8 0,88 13,5 16,9 19 АВВГ(4х2,5)
Прес штампувальнийний 21,2 0,85 37,9 47,4 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Вертикальний консольно-фрезерний
15,4 0,94 24,9 31,2 34 АВВГ(4х6)
верстат
Верстат розточувально-фрезерний 6,2 0,87 10,8 13,6 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр 4,4 0,87 7,7 9,6 19 АВВГ(4х2,5)
Прес однокривошипний 17,8 0,92 29,4 36,8 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
Верстат агрегатний з лінійним
28,6 0,90 48,3 60,4 62 АВВГ(4х16)
переміщенням
Токарно–гвинторізний верстат 7,8 0,87 13,6 17,0 19 АВВГ(4х2,5)
Вентилятор припливний 21,4 0,88 37,0 46,2 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Однофазні електроприймачі
Машина шовного зварювання МШ-01 10 0,56 48,9 61 72 АВВГ(2х10)
Машина шовного зварювання МШ-02 8 0,51 41,3 51,5 54 АВВГ(2х6)
Машина шовного зварювання МШ-03 12 0,62 50,3 62,8 72 АВВГ(2х10)
Машина шовного зварювання МШ-04 22 0,65 89,0 111 120 АВВГ(2х25)
Шахтна електропіч НОЛ-1А 9 0,75 68,2 85,3 94 АВВГ(2х16)
Шахтна електропіч НОЛ-2А 10 0,8 56,8 71 72 АВВГ(2х10)
Шахтна електропіч НОЛ-3А 11 0,7 87,7 108,8 120 АВВГ(2х25)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4).
Для нашого випадку КП 0,7 і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП І ном доп .
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
І , Ітр. доп ,
Найменування РП роз, РП Марка
А А
1 2 3 4
РП1 48,5 50 АВВГ(3х10+1х6)
РП2 165 190 АВВГ(4х90)
РП3 175 190 АВВГ(4х90)
РП4 175 190 АВВГ(4х90)
РП5 175 190 АВВГ(4х90)
РП6 57 62 АВВГ(4х16)
РП7 57 62 АВВГ(4х16)
РП8 124 126 АВВГ(4х50)
Конденсаторна установка 75 82 АВВГ(4х25)
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ΔU(%) , (8.7)
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де ΔUЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.8)
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних,
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні
відхилення тем більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха, для якого Іроз 176 А, переріз кабелю лінії Л2
F 120 мм2 , питомий активний та індуктивний опір, розрахований згідно
[19] відповідно r0 0,28 Ом/км, х0 0,26 Ом/км, LКЛ 2 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 176 0,04 (0,28 0,95 0,26 0,31) = 4,22 В .
Тобто
4,22
ΔUЛ2(%) = 100% 1,11% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔUТ =
М (UА cosφ + UР sinφ) ,
SномТ
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА =
КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
U U2 2Р КЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 5400 Вт,
1
UКЗ 4,5 %, SН. Т 400кВ∙А, SМ SТП 305 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
5400
UА = 100% 1,35% ; UР = (4,5)
2 (1,35)2 4,37% .
400000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
305
ΔUТ = 1,35 0,9 4,37 0,433 2,37% .
400
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 2,37% – 1,11% = 101,52 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
У даному пункту потрібно обрати тип и характеристики
низьковольтних комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та
інш.).
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій
напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу
точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
короткого замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів,
комутаційної спроможності.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після проведення розрахунків струмів КЗ та визначення типу автоматичних
вимикачів, розподільчи пункти перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмам теплових розчеплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок
8.8), що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту
різних установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму
і спосіб підключення.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ
26522–85. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для
вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних
машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги
мережі, на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна
вважати незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що
електроустановки напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U 1,05 Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
1,05 U
IКЗ
ном ,
3 Z
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z r
2 2
X ,
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
в цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [14]:
U2ср НН
XC ,
3 Iном відк Uср. ВН
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC 0,5мОм.
3 20 103 10 103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
P U2к. ном НН. ном
rТ 10
6
S2Т.ном
2
2 100 P U
2
x U к.ном НН.ном 4T к 10
SТ.ном SТ.ном
де ST.ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора:
ST.ном = 630 кВ∙А;
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
7,6 (0,4)2
rT 10
6 3,1 мОм.
(630)2
2
2 100 7,6 (0,4)
2
x 4T (5,5) 10 13,6 мОм.
630 630
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [14] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
- rК = rКQ = 1,0 мОм;
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в
залежності від номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6
[14]:
- rQF1 = 0,25 мОм;
- rQF2 = 0,65 мОм;
- rQF3 = 2,15 мОм;
- ХQF1 = 0,1 мОм;
- ХQF2 = 0,17 мОм;
- ХQF3 = 1,2 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 125
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на
струми більш ніж 500 А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]:
- rTA = 1,7 мОм;
- ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно додатку 2 [11].
rL1 r0 L1
XL1 x0 L1
rL2 r0 L2
XL2 x0 L2
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 0,32 16 5,12 мОм;
XL1 0,057 16 0,912 мОм;
rL2 1,54 3 4,62 мОм;
XL2 0,062 3 0,186 мОм.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
r(К3) rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3 + rКL2 + rL2 .
r(К3) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15
+0,1 + 4,62 = 21,89 мОм.
X(К3) = XC + ХT +ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1+ ХQF3 +XL2 .
X(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:
Z 2(К3) (21,89) (19,4)
2 29,25 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 IКЗ(К3) ) у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К3) 7876 А.
3 29,25 103
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:
r(К2) rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1 .
r(К2) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.
X(К2) = XC + ХT +ХQF1+ХTA + ХQF2+ XL1 .
X(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
Z(К2) (15,02)
2 (18)2 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К2) 9845 А
3 23,4 103
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
r(К1) rT + rК + rQF1+ rК + rTA .
r(К1) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.
X(К1) = XC + ХT + ХQF1+ХTA .
X(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.
Z 2(К1) (7,05) (16,9)
2 17,94 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К1) 12841 А.
3 17,94 103
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 127
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ
ia0 2 IКЗ (4.11)
ia0(К1) 2 1284118106 А;
ia0(К2) 2 984513881 А;
ia0(К3) 2 7876 11105 А;
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу ia t розраховують за формулою
t /T
i i e aat a0 , (4.12)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
x
T a , (4.13)
c r
де x и r – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд 2 Iп0 Kуд , (4.14)
t /T
де Kуд (1 sinк e
уд a ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений
за кривими рисунка1 [14], які визначають значення Kуд в залежності від
X,i
відношення ;
r,i
к – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням :
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 128
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
x
к arctg
1 ; (4.15)
r1
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
/ 2
tуд 0,01
к . (4.16)
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X,i
рисунку 1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр для кожної точці
r,i
короткого замикання.
X(K1) 16,9
2,4 ;
r(K1) 7,05
X(K2) 18
1,2 ;
r(K2) 15,02
X(K3) 19,4
0,89 .
r(K3) 21,9
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) 1,22 ;
Kуд(К2) 1,1;
Kуд(К3) 1,05.
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) 2 128411,22 22155 А,
iуд(К2) 2 9845 1,115162 А,
iуд(К3) 2 7876 1,0511578 А.
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 129
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для
подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Iном.розч Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Iном.розч (1,11,3) Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 130
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е (1,251,35) iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. 1,1 Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. 1,25 ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (57) Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], що виконані в стандарті
DIN, струм електромагнітного розчиплювача в залежності від
характеристики (С, В чи D) виконується співвідношення:
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо
в таблицю 8.6.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 131
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
Іроз , 1,1 Iроз , 1,25 Iп , Тип І , І , Найменування електроприймачів Н А. В. Н Т.Р.
А А А апарату А А
Вентилятор витяжний 4,9 5,4 34,3 ВА47–29 63 6
Верстат різьбонарізний 9,5 10,5 66,5 ВА47–29 63 13
Прес 21,8 24,0 152,6 ВА47–29 63 25
Тельфер 12,9 14,2 90,3 ВА47–29 63 16
Верстат різьбонарізний 4,1 4,5 28,7 ВА47–29 63 6
Широкоуніверсальний фрезерний
83,7 92,1 585,9 ВА88–32 125 100
верстат
Перфораційний верстат 52,2 57,4 365,4 ВА47–100 80 63
Радіально–свердлильний верстат 8,4 9,2 58,8 ВА47–29 63 10
Клепальний верстат 11,6 12,8 81,2 ВА47–29 63 13
Круглошліфувальний верстат 6,4 7,0 44,8 ВА47–29 63 8
Прес двокривошипний 120,4 132,4 842,8 ВА88–35 200 160
Багатошпиндельний токарний автомат 13,5 14,9 94,5 ВА47–29 63 16
Прес штампувальнийний 37,9 41,7 265,3 ВА47–29 63 50
Вертикальний консольно-фрезерний
24,9 27,4 174,3 ВА47–29 63 32
верстат
Верстат розточувально-фрезерний 10,8 11,9 75,6 ВА47–29 63 13
Конвеєр 7,7 8,5 53,9 ВА47–29 63 10
Прес однокривошипний 29,4 32,3 205,8 ВА47–29 63 40
Верстат агрегатний з лінійним
48,3 53,1 338,1 ВА47–100 80 63
переміщенням
Токарно–гвинторізний верстат 13,6 15,0 95,2 ВА47–29 63 16
Вентилятор припливний 37,0 40,7 259,0 ВА47–29 63 50
Розподільчий пункт РП–1 48,5 53,3 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–2 165 181,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–3 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–4 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–5 175 192,5 ВА88–35 250 200
Розподільчий пункт РП–6 57 62,7 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–7 57 62,7 ВА47–100 80 63
Розподільчий пункт РП–8 124 136,4 ВА88–33 160 160
Конденсаторна установка 75 82,5 ВА47–100 100 100
Однофазне навантаження
Машина шовного зварювання МШ-01 48,9 53,8 61,1 ВА47–100 80 63
Машина шовного зварювання МШ-02 41,3 45,4 51,6 ВА47–29 63 50
Машина шовного зварювання МШ-03 50,3 55,3 62,8 ВА47–100 80 63
Машина шовного зварювання МШ-04 89,0 97,9 111 ВА88-32 125 100
Шахтна електропіч НОЛ-1А 68,2 75 85,3 ВА47–100 100 80
Шахтна електропіч НОЛ-2А 56,8 62,5 71 ВА47–100 100 63
Шахтна електропіч НОЛ-3А 87,7 96,5 109,6 ВА88-32 125 100
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема
головних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати
вид, що приведений на графічної частині.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 132
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Іроз 6,4 А , Ітр.доп 19 А,
Ізах = 10 А.
119 А 110 А
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ГОСТ 13109
т
U1 Ет UТ Uм U сп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 133
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
W
U2 U
2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у
зміні відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості
джерела живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів,
ввідних шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької
напруги. Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 134
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 6.1 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Мінського
електротехнічного заводу [14].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції 2КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що
складається з наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 135
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 - загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 136
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на
рисунку 8.14.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 137
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 138
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Монтаж КТП
З меншими витратами праці й у більше короткий термін
споруджуються КТП зовнішньої установки в металевих оболонках. До
їхнього монтажу приступають після закінчення будівництва повітряних ліній
вищої й нижчої напруг. Площадку під КТП планують із ухилом для відводу
поверхневих вод і масла в аварійному режимі трансформатора на безпечне в
пожежному відношенні відстань. При цьому встаткування й будови повинні
перебувати на відстані не менш 10 м від можливих маслотоків.
КТП у металевих оболонках типу кіосків з одним або двома
трансформаторами потужністю до 630 кВ А встановлюють на фундаменти
висотою 0,2 м від поверхні спланованої площадки, а в засніжених районах із
глибиною сніжного покриву більше 0,75 м — на висоті 1 м. Фундаменти для
них споруджуються на чотирьох (для двотрансформаторних КТП на вісьмох)
залізобетонних стійках типу УСО-5А довжиною 2,2 м. (у засніжених районах
— на стійках типу УСО-4А довжиною 3 м.), які закріплюють у котлованах,
свердленних вертикально на глибину 2 м.
На підготовленій монтажній площадці розмічають крапки закріплення
фундаментних стійок. Бурильно-крановою машиною свердлять у цих крапках
котловани, установлюють у них залізобетонні стійки так, щоб їхні верхні
торці перебували в одній горизонтальній площині. Пазухи навколо стійок
засипають піщано-гравійною сумішшю й послойно ретельно втрамбовують.
Раму КТП кріплять до оголовків стійок зварюванням.
Для зручності обслуговування КТП у засніжених районах
передбачаються площадки висотою 0,75 м. від планувальної оцінки, що
споруджуються на залізобетонних стійках УСО-4А. Котловани під них
свердлять глибиною 2,3 м, після пристрою фундаменту під КТП.
У скельних і піщаних ґрунтах з великою галькою й валунами, у яких
свердління котлованів утруднене, фундаменти влаштовують на двох
(двухтрансформаторных КТП — на чотирьох) залізобетонних стійках УСО-
4А або на двох залізобетонних приставках ПТ-1,7 — 3,25. Площадку під
фундамент розчищають, зрізуючи рослинних шар на глибину не менш
100 мм., насипають і розрівнюють піщано-гравійну суміш, на яку укладають
горизонтально дві (для двухтрансформаторных КТП — чотири)
залізобетонних стійкі. На кожну з них надягають по двох скоби й з смугової
сталі 6 Х 25 мм., до яких кріпиться рама підстанції.
Силовий трансформатор установлюють в оболонку КТП через виерний
проріз, закріплюють на опорній підставі, підключають до розподільних
пристроїв з боку вищого й з боку нижчої напруги. По периметрі підстанції
споруджують заземлюючий пристрій, з яким із двох протилежних сторін
з’єднують устаткування й металеву оболонку КТП. Уведення й виводи КТП
з’єднують із живильною й повітряною лініями, що відходять, проводами (або
кабелями) і приступають до налагодження встаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 139
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
КТП шафового типу потужністю до 250 кВ А мають одне повітряне
уведення й три або чотири повітряних виводи й установлюються на
фундаментах висотою 1,8 м. від поверхні землі. Така висота фундаменту
необхідна, чтобв необгороджені лінійні виводи закритих розподільних
пристроїв напругою 10 кВ (при відсутності проїзду транспорту під виводами)
перебували над поверхнею землі не нижче 4,5 м. (вимога ПУЭ).
Фундаменти під КТП потужністю 250 кВ А споруджують на чотирьох
залізобетонних приставках ПТ-2,2 — 4,25 або ПТ-1,7- 3,25, які закріплюють
у сверлених котлованах глибиною відповідно 2,45 і 1,45 м. Для фундаментів
під КТП можуть застосовуватися залізобетонні елементи УСО-3А довжиною
3,6 м.
Опорні конструкції під КТП розмічають на відстані 4 м від кінцевої
опори ВЛ 10 кВ і 3 м від кінцевих опор ВЛ 0,4 кВ.
Для зручності обслуговування підстанції передбачаються дві площадки на
оцінці +0,75 м і одна — на оцінці +0,95 м. Площадки закріплюються на
стійках шарнірно й після закінчення робіт піднімаються у вертикальне
положення й защіпаються.
Висота фундаменту під КТП шафового типу може бути прийнята 1,3
м., але підстанція в цьому випадку захищається забором висотою 1,6 м у
плані по периметрі 3 Х 3 м із хвірткою шириною 1 м, що забезпечує відстань
від уведень 10 кВ до поверхні землі в площині забору не менш 4,5 м.
Складання КТП. Якщо КТП поставляється в монтажну зону
безпосередньо із заводу-виготовлювача, підстанцію розпаковують, оглядом
установлюють комплектність, цілісність, очищають від пилу, бруду й
мастильних матеріалів, що консервують, і приступають зі складанню. У
кришці пристрою з боку вищої напруги відкривають отвору, у які
встановлюють три прохідних ізолятори типу ПНБ-10. Кожний з них кріплять
до кришки металевими фланцями за допомогою двох болтів М12 довжиною
50 мм. На задній стінці пристрою з боку вищої напруги три високовольтних
вентильних розрядники типу РВО (розрядник вентильний полегшений),
кожний з яких кріплять сталевою скобою за допомогою болтів М8 довжиною
45 мм с гайками й шайбами.
Поліетиленові ковпачки, нагріті у воді до (80 — 90 °С), набивають
дерев’яним молотком на металеві штирі, приварені до кронштейна. На штирі
всіх трьох (у КТП-250 кВ А — чотирьох) фідерів наворачують низьковольтні
штирові ізолятори.
Потім КТП застроповують такелажним тросом за гаки, призначені для
підйому, автокраном установлюють на фундамент і закріплюють болтами
М16. Силовий трансформатор піднімають також автокраном, установлюють
на полозки (попередньо знявши захисний кожух із задньої стінки КТП) і
закріплюють болтами (КТП потужністю 250 кВ А встановлюють на рамі).
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 140
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На фундаменті КТП установлюють так, щоб його ліва сторона, у якій
закріплений фоторезистор (датчик фотореле), була спрямована убік,
протилежну дорозі. Це виключає випадкове спрацьовування фотореле й
відключення вуличного висвітлення при короткочасних впливах на
фоторезистор світла фар проїжджаючим рядом автомашин і тракторів.
На виводи обмоток вищої напруги трансформатора з’єднують шинами
з нижніми затискачами контактних стійок високовольтних запобіжників типу
ПК-10, установлених на опорних ізоляторах типу ОФ-10 у пристрої з боку
вищої напруги. Верхні затискачі контактних стійок запобіжників з’єднують зі
струмопровідними стрижнями прохідних ізоляторів також шинами.
Вентильні розрядники із зовнішніми кінцями струмопровідних
стрижнів прохідних ізоляторів з’єднують проведенням марки ПСО-5.
Виводи обмоток нижчої напруги трансформатора з’єднують із верхніми
затискачами рубильника ізольованими проводами, виведеними з
розподільного пристрою з боку нижчої напруги. Нейтраль трансформатора
приєднують до заземлюючого пристрою. Захисним кожухом закривають
виводи трансформатора.
Триполюсний роз’єднувач типу РЛНДЗ застроповують тросом
безпосередньо за раму й піднімають автокраном на кінцеву опору вищої
напруги. Електромонтажник, піднявшись попередньо на опору за допомогою
пазурів або лазів, приймає роз’єднувач, установлює його на підрамник
нерухливими контактами від підстанції (до лінії) і закріплює чотирма
болтами. Поворотний ізолятор з вузлом кріплення піднімають за допомогою
мотузки й закріплюють на підкосі. Ручний подвійний зблокований привод
установлюють на стійці опори під роз’єднувачем на висоті 1500 мм. від
поверхні землі, не закріплюючи (на залізобетонній опорі за допомогою
спеціального вузла). Привод з роз’єднувачем з’єднують двома тягами з
відрізків сталевих труб діаметром 25 мм. довжиною 3800 мм. На одному
кінці кожної тяги приварена втулка, на іншому — фланець. Втулки верхніх
кінців тяг з’єднують штифтами: одну — з поворотною віссю середнього
ізолятора роз’єднувача, іншу — з поворотною віссю заземлюючих ножів.
Привод регулюють так, щоб збігалися фланці приводів і тяг, а потім
з’єднують їхніми болтами. Після регулювання привод закріплюють
остаточно.
Роз’єднувач з’єднують із живильною повітряною лінією й прохідними
ізоляторами КТП відрізками неізольованих проводів. До прохідних
ізоляторів проведення приєднують за допомогою апаратних шайб, до
роз’єднувача — болтами, а до проводів живильної лінії — клиновими
затискачами типу ОК або ШДК. Щоб не піддавати надмірному
навантаженню прохідні ізолятори, проведення, що приєднуються до них від
роз’єднувача (шлейфи), натягають слабко (створюване ними зусилля в
горизонтальному напрямку на три ізолятори при найбільш несприятливих
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 141
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
атмосферних умовах не повинне перевищувати 750 Н). Однак можливість
схлестивання проводів повинна бути виключена.
Підстанцію з’єднують із низьковольтними лініями відрізками
неізольованих проводів (перекиданнями), які закріплюють на шейках
штирових низьковольтних ізоляторів. Перекидання із проводами повітряних
ліній і ізольованих проводів виводів від фідерних автоматичних вимикачів і
електромагнітного пускача з’єднують клиновими затискачами типу ОК.
Площа перерізу шлейфів і перекидань приймається рівної площі
перетину проводів ліній, що приєднуються.
Виводи підстанції із чотирьох сторін захищаються захисними сітками,
які закріплюються під кронштейном зі штировими ізоляторами.
Металеву раму роз’єднувача, ручний привод, раму або полозки КТП,
бак трансформатора й нульовий вивід підстанції приєднують до
заземлюючого пристрою.
Ревізія встаткування. Експлуатацію комплектних трансформаторів
підстанцій і розподільних пристроїв здійснюють відповідно до діючими
«Правилами технічної експлуатації» і інструкціями заводів-виготовлювачів
устаткування, убудованого в КТП і КРУ. Нормальна експлуатація КТП
забезпечується при їхньому монтажі на висоті не більше 1000 м над рівнем
моря й змінах температури навколишнього повітря від 5 до 40° С (для КТП
внутрішньої установки) і від +40 до —40° С (для КТП зовнішньої установки).
Всі типи КТП призначені для роботи без постійного обслуговуючого
персоналу.
Комплектні трансформаторні підстанції зовнішньої установки типу
КТПП у процесі експлуатації необхідно оглядати без відключення не рідше
одного разу в шість місяців. При цьому варто оглянути ізолятори, місця
з’єднання шин і струмоведучих частин апаратури, перевірити показання
вимірювальних приладів, стан фарбування підстанції, правильність
прилягання дверей, жалюзі й перевірити рівень масла: немає чи течі його із
трансформатора. Огляд надземної частини заземлюючих пристроїв підстанції
роблять одночасно з оглядом електроустаткування не рідше одного разу в
рік.
У процесі експлуатації підстанції не можна допускати перевантаження
окремих її елементів і апаратів, тому що при цьому значно скорочується
строк їхньої служби.
При необхідності ремонту або заміни приладів, що вийшли з ладу, і
апаратів підстанція повинна бути повністю відключена від мережі (ці роботи
варто виконувати при знятій напрузі). Обслуговування й нагляд за силовим
трансформатором підстанції виконують відповідно до вказівок інструкції з
їхньої експлуатації. Поточні ремонти підстанцій проводять у міру
необхідності
При експлуатації комплектних розподільних пристроїв КРУН-10 не
рідше одного разу на місяць проводять періодичний огляд осередків, під час
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 142
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
якого перевіряють загальний стан шаф, справність замків, стан висвітлення й
заземлення, наявність засобів безпеки. Крім того, треба звернути увагу на
рівень масла в циліндрах вимикачів, щільність затягування контактних
з’єднань вторинних ланцюгів, стан приводів і блок-контактів. Необхідно
перевірити, чи не забруднені ізоляція й немає чи видимих дефектів: її
оголення, слідів від розрядів і ін. Всі відзначені при оглядах дефекти
реєструють у журналі ремонту.
Електромонтер, що проводить огляд мережі висвітлення підстанції,
повинен пам’ятати, що все висвітлення виконується на напругу 220 У, тому
заміняти лампи накалювання й виконувати інші роботи в мережі висвітлення
або поблизу від її треба, строго «дотримуючи всіх вимог техніки безпеки при
роботі в електроустановках напругою до 1000 У.
Після відключення коротких замикань проводять позачергові огляди
КРУН. Заміняти робочу викатний візок резервної може тільки персонал,
добре знайомий з конструкцією й регулюванням всіх елементів КРУН. У
якості резервних використовують візки непрацюючих або резервних шаф.
При заміні варто перевірити, чи відповідає номінальний струм
резервного візка току замінного візка. Перед тим як замінити візок, варто
переконатися в тім, що її вимикач заповнений маслом до необхідного рівня й
перебуває в справному й відрегульованому ^стані, справні привод і
механізми блокування вимикача й налагоджений релейний захист. До
включення візка перевіряють дистанційне керування вимикачем в іспитовому
положенні.
При необхідності відключення й заземлення ліній, що відходять, за
допомогою заземлюючих роз’єднувачів, убудованих у шафу КРУН, цю
роботу виконують у такій послідовності: відключають масляний вимикач,
викочують візок для ремонту, перевіряють, немає чи напруги на нижніх
контактах, що роз’єднують, і тільки після цього включають заземлюючий
роз’єднувач і замикають на замок привод цього роз’єднувача. Потім, якщо не
потрібно проводити роботи усередині корпуса шафи, викатний візок
вкочують в іспитове положення.
Поточні ремонти КРУН проводять у міру необхідності (їхня
періодичність може також установлюватися енергосистемою, у мережах якої
встановлено КРУН). Чергові капітальні ремонти осередків проводять не
рідше одного разу в 3 роки, а позачергові — після відключення масляним
вимикачем не більше чотирьох коротких замикань.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 143
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних.
розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток
під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 144
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності
і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 145
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Тема: «Переведення електричних мереж з напруги живлення 380 В на
660 В».
Вихідні дані.
Визначити річну економію електричної енергії в мережі цехового
трансформатора, від якого живляться 20 двигунів зі споживаним кожним
двигуном струмом 100 А, середня віддаленість двигуна від трансформатора –
25 м, переріз живильної лінії з алюмінієвими провідниками кожного двигуна
2
– 25 мм , середня річна тривалість роботи двигуна – 3000 годин. Цехова
мережа переводиться з напруги 380 В на напругу 660 В при тих же двигунах і
тій же мережі живлення.
Розв’язок.
При переведенні електричних мереж на більш високу напругу економія
електричної енергії (кВт∙год) в повітряних і кабельних лініях розраховується
за виразом [16, 17]
I2 I2
W 0,003 L T 1 2p , (10.1) F F 1 2
2
де – питомий опір матеріалу провідника, Ом∙мм /м;
L – довжина лінії, м;
Tp – тривалість роботи за розрахунковий період, год;
I1, I2 – значення струму в лінії відповідно при низькій і більш високій
напрузі, А;
2
F1, F2 – переріз провідників при низькій і більш високій напрузі, мм .
Струм двигуна при напрузі 660 В зменшиться в 3 разів і буде
100
становити I2 57,8 А. Економія електроенергії в лініях живлення за
3
рахунок переведення мережі на напругу 660 В розраховується за
вищенаведеним виразом з урахуванням кількості двигунів і
постійності перерізу провідників:
1002 57,82
W 20 0,003 0,028 25 3000 = 33562,2 кВт∙год/рік.
25 25
Фактична економія електричної енергії буде більша, тому що з
підвищенням напруги втрати в сталі двигунів зменшуються.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 146
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в процесі
заряджання та експлуатації кисневих балонів та трубопроводів
Аналіз нещасних випадків, пов'язаних з вибухом кисневих балонів
показав, що дані випадки приводять не тільки до значних матеріальних
збитків, але й до численних жертв. Причинами вибухів можуть бути не
тільки неправильна експлуатація балонів, використання забрудненого
технічними оливами одягу, несправність газозварювальної апаратури,
порушення технологічного процесу, але і попадання в балони горючих газів.
Особливо це характерне для процесу кисневого різання, при якому кисень
подається додатково через трубку, яка не обладнана інжектором.
Розслідування вибухів кисневих балонів показало, що в більшості кисневих
балонів, які були відібрані для досліджень в різних організаціях, було
виявлено наявність горючих газів, в двох балонах була створена
вибухонебезпечна суміш. Такий стан пояснюється нечітким обліком балонів,
неправильним збереженням, відсутністю перевірки балонів на наявність в
них горючих газів перед заправкою. Перевірка балонів органолептичним
методом, ще не гарантує якісну перевірку. Наповнення балонів киснем
почали недержавні установи, які часто не мають відповідного дозволу і
кваліфікованих спеціалістів. Чинними нормативними документами не
передбачена перевірка порожніх кисневих балонів перед їхнім наповненням
на наявність в них горючих речовин. ГОСТ 5573-78 «Кислород газообразний
технический и медицинский. Технические условия», передбачає перевірку
наповнених кисневих балонів вибірково (2% від партії балонів, але не менше
2-х балонів з партії менше 100 балонів) на наявність в них горючих речовин
органолептичним методом. Однак, більшість горючих речовин немає запаху і
тому такий метод не можна вважати придатним для перевірки кисневих
балонів, як наповнених, так і порожніх.
Повітря з підвищеним об'ємом кисню (більше 23%) і чистий кисень не
токсичні і не здатні горіти і вибухати. Але оскільки кисень є активним
окисником, більшість речовин і матеріалів в середовищі кисню або в
середовищі з високим вмістом кисню утворюють системи з підвищеною
вибухопожежною небезпекою.
Енергія, необхідна для підпалу матеріалів в середовищі кисню, у багато
разів менше енергії необхідної для підпалу в середовищі повітря в тих же
умовах. Тому ініціаторами загоряння багатьох матеріалів в середовищі
кисню можуть бути безпечні в інших умовах причини: куріння, розряд
електрики, розряд статичної електрики, нагрів механічних частинок при терті
і так далі. Багато матеріалів, які не здібні до горіння на повітрі, такі, як
листова сталь, сталеві труби і тому подібне, горять в кисні. Здібність
матеріалів до загоряння зростає при підвищенні тиску і температури кисню.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 147
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Робота з киснем зв'язана з наступними небезпеками:
– спалах устаткування, трубопроводів і арматури, що задіяні в роботі з
киснем або повітрям з підвищеним вмістом кисню;
– спалах одягу і волосся обслуговуючого персоналу, що знаходиться в
середовищі газоподібного кисню або повітря з підвищеним вмістом кисню;
вибух вуглеводнів і інших вибухонебезпечних домішок при перевищенні їх
вмісту в рідкому кисні;
– вибух при просякненні рідким киснем пористих органічних
матеріалів (асфальт, пінопласт, дерево і тому подібне);
– конструкційні і ущільнюючі неметалічні матеріали (фібра, капрон,
полікарбонат, гума на основі натуральних каучуків тощо) можуть легко
запалати в кисні високого тиску при виникненні джерела запалення.
Палити чи знаходитись біля відкритого вогню дозволяється через 30
хвилин після роботи з рідким киснем (так як спецодяг просочений парами
кисню може швидко зайнятись полум’ям).
При займанні одягу необхідно негайно зануритися у ванну з водою або
встати під аварійний душ. У разі відсутності води одяг має бути скинутий
негайно або зірваний з постраждалого. Одяг, просякнутий киснем, якийсь
час може горіти і без доступу кисню, тому збивати полум'я або закутувати
постраждалого в «кошму» не слід. При пожежі необхідно викликати
державну пожежну охорону за телефоном 101, прибрати балони, вжити
заходів, щодо охолодження балонів водою з безпечного і захищеного місця,
розпочати гасіння пожежі.
11.2 Загальні вимоги безпеки при експлуатації кисневих балонів та
трубопроводів
Безпека експлуатації кисневих балонів, установок, систем
трубопроводів регламентується НПАОП 0.00-1.81-18 «Правила охорони
праці під час експлуатації обладнання, що працює під тиском», Правил
дорожнього перевезення небезпечних вантажів, затверджених наказом
Міністерства внутрішніх справ України від 26 липня 2004 р. № 822, ДБН
В.1.1-7:2016 «Пожежна безпека об'єктів будівництва. Загальні вимоги».
Перш за все, саме власник (користувач) кисневих балонів зобов'язаний
забезпечити безпечні умови експлуатації і утримання в справному стані. На
кожному підприємстві, установі, організації, закладі, що використовує
кисневі балони (блоки балонів) чи кисневі трубопроводи, повинні бути
розроблені відповідні інструкції з охорони праці з урахуванням конкретних
умов безпеки їхньої експлуатації.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 148
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Керівник підприємства наказом призначає відповідальних осіб:
– за справний стан і безпечну експлуатацію трубопроводів постачання
газоподібного кисню та посудин, що працюють під тиском;
– за транспортування, здачу під наповнення і отримання наповнених
кисневих балонів (експедитор) (у разі виконання таких робіт);
– за справний стан та безпечну експлуатацію кисневих балонів.
Відповідними фахівцями можуть бути призначені особи, які в
установленому законодавством порядку пройшли навчання і перевірку знань
з охорони праці відповідного напрямку.
Керівник установи зобов’язаний забезпечити наявність необхідної
технічної документації на кожну систему подачі кисню:
– журнал зварювальних робіт;
– журнал реєстрації перевірки манометрів;
– виконавчу схему прокладки трубопроводу;
– виконавчу схему у випадку відхилення від проекту;
– акт закінчення монтажу установки: джерела переробки зрідженого
кисню у газоподібний (реціпієнтної установки), ЦТК (цистерна транспортна
киснева) тощо;
– акт закінчення монтажу системи подачі кисню;
– акти проведення знежирення системи подачі кисню і відповідної
якості їх внутрішньої поверхні;
– акти проведення випробувань системи подачі кисню на міцність і
щільність.
Оперативний контроль стану трубопроводів проводиться не рідше
одного разу на місяць і включає:
– огляд зовнішніх поверхонь трубопроводів з визначенням стану
з'єднань, опор і заземлювань;
– огляд арматури і проведення необхідних регламентних робіт;
– перевірку стану запобіжних пристроїв (зворотних клапанів тощо);
– перевірку роботи пристроїв відводу конденсату (при їх наявності) в
зимовий час проводиться щодня.
Виявлені при проведенні оперативного контролю несправності і
дефекти, а також терміни і методи їх усунення, повинні заноситись в журнал
експлуатації трубопроводів газоподібного кисню за підписом осіб, що
виявили і усунули їх, а також осіб, відповідальних за справний стан і
безпечну експлуатацію цього трубопроводу.
Періодичний контроль стану трубопроводів газоподібного кисню
повинен проводитися в наступні терміни:
– випробовування на щільність проводиться - не рідше одного разу в 5
років;
– гідравлічні або пневматичні випробування на міцність - не рідше
одного разу на 8 років;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 149
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– вибіркову ревізію запірної арматури на трубопроводах газоподібного
кисню - не рідше одного разу на рік;
– ревізію регулюючої арматури - не рідше одного разу на рік.
Трубопроводи кисню підлягають гідравлічним або пневматичним
випробуванням на міцність після ремонтів і переробок, пов’язаних із
застосуванням зварювальних робіт (підключення інших відгалужень, заміна
ділянок і тому подібне) або розбирання трубопроводів, а також перед пуском
в експлуатацію трубопроводів, що знаходились в законсервованому стані
більше одного року.
Перед початком експлуатації, а також у випадку, якщо киснепровід не
експлуатувався більше місяця, його необхідно продути повітрям або азотом з
вмістом масла не більше 10,0 міліграма/м. куб., зі швидкістю 40 м/с і
тривалістю, що визначається відсутністю домішок в потоці, який виходить,
але не менше 2 г.
Труби, для трубопроводів кисню, повинні мати сертифікат заводу -
виробника.
До обслуговування посудин і систем трубопроводів кисню можуть
бути допущені особи не молодше 18 років, які пройшли медичний огляд,
інструктаж, навчання та перевірку знань з охорони праці, про що мають
відповідне посвідчення.
Періодична перевірка теоретичних знань і практичних навичок
обслуговуючого персоналу повинна проводитися не рідше одного разу в 12
місяців.Особи, що не пройшли перевірку знань з охорони праці і не мають
посвідчення, не можуть бути допущені до самостійної роботи.
Заходи безпеки при експлуатації кисневих балонів, мають бути
спрямовані на виключення: загоряння, руйнації балонів або розгерметизації
вузлів з’єднувальних деталей системи постачання кисню.
Для виключення можливості спалаху при експлуатації балонів і систем
подачі кисню, необхідно:
– при ремонті і виконанні робіт з використанням кисню не
застосовувати: устаткування, прилади, арматури, матеріали і деталі
(ущільнювачі прокладки шторки і т.п. – з фібри, капрону, полікарбонату,
гуми на основі натуральних канчуків, інших горючих в кисні матеріалів), які
не відповідають вимогам нормативних документів.
Крім того арматура повинна відповідати вимогам інструкції з
проектування трубопроводів газоподібного кисню, зокрема:
– виключити потрапляння маслянистих, олійних та будь яких інших
жирових забруднень на поверхні можливого контакту з киснем;
– при заміні вентиля не використовувати не знежирені прокладки і
деталі;
– не допускати, без попереднього знежирення чи відсутності контролю
за якістю знежирення, заповнення киснем систем і трубопроводів після їх
ремонту;
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 150
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– запобігати виникненню витоків кисню з систем і трубопроводів і
підвищення складової частки кисню в приміщенні більше 23%;
– не допускати виникнення джерела займання (відкрите полум'я, іскри
електричного розряду, і тому подібне).
Для запобігання руйнуванню балонів і трубопроводів необхідно:
– не допускати падіння балонів і ударів по ним та системам, що
заповнені киснем;
– не допускати наповнення киснем балонів, у яких закінчився термін
призначеного технічного огляду.
Для запобігання розгерметизації вузлів, з’єднувальних деталей і
трубопроводів кисню необхідно:
– не допускати різких перегинів, скручування і зламів з’єднувальних
трубок, появи тріщин в них і накидних гайках трубопроводів при їх
експлуатації;
– у процесі експлуатації розподільчих рамп і трубопроводів необхідно
стежити за герметичністю, при виявленні витоків - негайно припинити
подачу кисню;
– здійснювати постійний контроль за тим, щоб вентилі на балонах
були надійно вкручені в горловину з забезпеченням необхідної щільності.
У разі загоряння вентиля кисневого балона або трубопроводів
необхідно негайно відключити розрядну рампу від споживачів.
Руки, одяг і взуття персоналу, обслуговуючого і експлуатуючого
кисневе устаткування, мають бути чистими, не замасленими. Одяг не
повинен містити синтетичні волокна.
Отримувати кисень в балонах на підприємстві – наповнювачі, мають
право тільки особи, які пройшли спеціальне навчання, про що мають
відповідне посвідчення.
Забороняється:
– використання кисневих балонів під інші гази і не за призначенням, а
також наповнювати киснем балони з під інших газів;
– направляти для наповнення киснем балони, укомплектовані
вентилями, не дозволеними до застосування (дозволені ВК-86 і ВК-74);
– отримувати і наповнювати балони без помітного спеціального
блакитного забарвлення і напису чорною фарбою «КИСЕНЬ», а також
експлуатувати трубопроводи кисню без блакитного забарвлення по всій
його довжині;
– визначати місця витоків за допомогою вогню або тліючих предметів;
– наповнювати киснем балони із залишковим тиском нижче 0,05 мПа
2
(0,5кгс/см );
– проводити будь які роботи в приміщенні при підвищені в повітрі
складової частки кисню більше 23%.
При експлуатації систем подачі кисню не допускається:
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 151
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– проведення ремонтних робіт, зокрема зварювальних робіт,
підтягування елементів ущільнень, заміни арматури і тому подібне при
знаходженні системи під тиском і наявності в системі кисню;
– використання забрудненого (замасленого) ганчір’я та, застосування
інструменту, що викликає іскріння при ударах;
– появи слідів масла в радіусі 25 метрів від кисневих балонів чи
кисневої установки (у випадку появ маслянистих плям необхідно негайно їх
засипати піском).
Також при експлуатації систем подачі кисню необхідно:
– постійно стежити за тим, щоб не було витоків кисню в процесі
експлуатації систем, особливо в місцях з'єднань, установки арматури;
– контроль витоків проводити тільки методом обмазування мильним
розчином;
– перед початком роботи переконатися в достатній кількості кисню на
проведення запланованих заходів;
– кисень подавити в систему тільки після включення відповідного
устаткування, вентиляції і освітлення;
– підтримувати тиск у системі не вище встановленої норми;
– припинити подачу кисню після закінчення експлуатації системи.
Споживачеві забороняється:
– виконувати ремонт балонів (закріплювати чи посилювати башмак,
різьбове кільце);
– виконувати розбирання і ремонт вентилів балонів (замінювати
прокладку сальника і інші деталі);
– викручувати вентиль;
– виконувати фарбування і перефарбовувати балони і наносити
написи;
– передавати балони іншим організаціям і особам;
– використовувати балони під інші гази і речовини і не за
призначенням;
– при експлуатації балонів газ, що знаходиться в них, витрачати
повністю тобто нижче залишковий тиску газу (в балоні має залишатись тиск
2
не менше 0,05 МПа (0,5 кгс/см );
– використовувати одяг з синтетичних і вовняних матеріалів;
– використовувати для протирання устаткування і інструменту
забрудненого (замасленого) ганчір’я;
– паління і використання відкритого вогню в приміщеннях, де
зберігаються кисневі балони;
– підтягнення, накидних гайок і інших з’єднань під тиском.
Випуск газів з балонів в ємності з меншим робочим тиском повинен
проводитися тільки через редуктор, призначений для даного газу і
пофарбований у відповідний колір. Камера низького тиску редуктора
повинна мати манометр і пружинний запобіжний клапан, відрегульований на
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 152
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
відповідний дозволений тиск в ємності, в яку перепускається газ. Вентилі на
кисневій рампі і балонах повинні закриватися і відкриватися поволі без
ривків.
Споживачі, що мають балони, які потребують ремонту або повторного
огляду, зобов'язані відправляти їх на підприємство - наповнювач або
випробувальний пункт, які мають відповідний дозвіл (ліцензію) на
виконання таких робіт.
Інструмент повинен утримуватися в чистоті і справності та постійно
перевірятися на відсутність мастила і інших забруднень жирового
походження.
На наповнюючій рампі необхідно розмістити документацію з видами
клейм якими позначаються балони України. Перевіряючи балон необхідно
порівняти клеймо на балоні з клеймом в документі (клеймо ставить
організація, яка опосвідчує балон, опосвідчення повинно проводитись не
рідше ніж раз на 5 років).
11.3 Безпека при зберіганні кисневих балонів і в процесі подачі
кисню
Подача кисню в приміщення повинна проводитися через
централізований пункт зберігання і розподілу кисню і систему трубопроводів
газоподібного кисню. Балони з киснем слід встановлювати (не більше 10
штук ємкістю 40 літрів кожен) в спеціальних шафах, що не згоряють, поза
будівлею в простінках на відстані не менше 4 м від віконних і дверних
отворів по горизонталі і вертикалі або в одноповерхових прибудовах з
негорючих матеріалів. Центральний пункт зберігання і розподілу кисню слід
розміщувати в окремих будівлях, із стінами з негорючих матеріалів без
віконних отворів з покриттям, що легко знімається і на відстані не менше 25
метрів від будівель і споруд в яких можуть перебувати людей. Підлоги
мають бути рівні з неслизькою поверхнею, виконані з матеріалів, що
виключають виникнення іскри. Балони з киснем слід встановлювати на
відстані не менше ніж 1 м від опалювальних приладів. Встановлені в
приміщенні одинарні балони мають бути закріплені до стіни або стійки за
допомогою хомутів або ланцюжків.
При наповненні балонів необхідно використовувати газоаналізатори
(один для контролю вмісту кисню в повітрі біля цистерни з рідким киснем, а
другий для контролю газу в кисневому балоні - тобто для встановлення там
кисень чи інший газ).
Забороняється:
– здійснювати подачу кисню за допомогою гумових трубок, а також по
трубопроводах, що мають нещільні з'єднання;
– прокладка трубопроводів кисню в тунелях і підвальних
приміщеннях, всередині несучих конструкцій і перегородок приміщень і
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 153
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
будівель, а також через вентиляційні канали, технічні, побутові і
господарські приміщення;
– розміщувати балони в місцях зберігання паливно – мастильних, або
матеріалів на основі жирів, будь якого іншого походження, а також в місцях
освітлених прямими сонячними променями;
– паління і використання відкритого вогню в приміщеннях для
зберігання і експлуатації балонів.
Трубопровід всередині будівлі повинен прокладатися відкрито по
стінах на 0,3-0,5 м нижче стелі. У місцях, де можливі механічні
пошкодження, має бути передбачено захист труб. Відстань між
трубопроводом кисню і електричними проводами і кабелями має бути не
менше 0,3 м., при зовнішній прокладці - не менше 1 м. При проходженні
через стіни і перекриття трубопроводи кисню повинні прокладатися в
гільзах з труб більшого діаметру з подальшим заповненням отворів
негорючим матеріалом. Прокладка трубопроводів через сходові клітки не
допускається. Трубопроводи мають бути заземлені в місцях вводу в будівлю
або у газових сховищ.
Ділянки трубопроводів в місцях проходження через стіни і перекриття
не повинні мати стиків. Трубопроводи закріплюються за допомогою скоб.
Лінії трубопроводів мають бути пофарбовані в блакитний колір.
Перед здачею систем централізованої подачі кисню повинна
проводитися перевірка на знежирення деталей і вузлів, а також випробування
систем подачі кисню з складанням відповідних актів.
Використані балони слід зберігати окремо від наповнених. Зберігати
балони необхідно з накрученими ковпаками.
11.4 Безпека під час транспортування і переміщення кисневих
балонів
Транспортування наповнених киснем балонів проводиться відповідно
до вимог Правил дорожнього перевезення небезпечних вантажів на
ресорному транспорті в горизонтальному положенні, обов'язково з
прокладками між балонами. В якості прокладок можна застосовувати
дерев'яні бруски з вирізаними гніздами для балонів, а також мотузяні або
гумові кільця завтовшки не менше 25 мм (по два кільця на балон). Усі балони
повинні укладатися під час транспортування вентилями в один бік.
Транспортування балонів в контейнерах, а також без контейнерів у
вертикальному положенні обов'язково з прокладками між ними із
застосуванням запобіжних засобів від можливого падіння (огородження,
кріплення тощо).
Транспортування балонів повинне проводитися з накрученими
ковпаками. Переміщення балонів в пунктах перевантаження, зберігання або
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 154
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
споживання газів проводиться на спеціально пристосованих для цього візках,
ношах або за допомогою інших пристроїв.
Водій транспортного засобу при перевезенні кисневих балонів
зобов'язаний:
– пройти спеціальну підготовку і відповідні інструктажі (з доставки
кисневих балонів), медичний огляд під час прийому на роботу і подальші
періодичні медичні огляди на даний вид перевезень, у встановлені терміни, а
також передрейсовий медичний контроль та технічний огляд транспортного
засобу, на відповідність його обладнання для з транспортування кисневих
балонів, перед кожним рейсом;
– дотримуватись Правила дорожнього руху і вимог Інструкції з
перевезення небезпечних вантажів, затвердженої керівником установи;
– у випадку вимушеної зупинки позначити місце стоянки знаком
аварійної зупинки або мигаючим червоним ліхтарем і знаками, що
забороняють зупинку у відповідності до вимог Правил дорожнього руху;
Водію при перевезенні кисневих балонів забороняється:
– різко рушати транспорт з місця; проводити обгін транспортних
засобів, що рухаються із швидкістю більше 30 км/год; різко гальмувати;
користуватися відкритим полум'ям; одночасно перевозити інший вантаж, не
вказаний в товарно-транспортній документації, а також сторонніх осіб
(палити дозволяється під час зупинки не ближче чим 50 м від місця стоянки);
– заправляти завантажений кисневими балонами автомобіль паливом
на автозаправних станціях загального користування.
До перевезення кисневих балонів допускаються водії, що мають
безперервний стаж роботи водієм транспортного засобу даної категорії не
менше трьох років і свідоцтво про проходження спеціальної підготовки.
Маршрут транспортування визначає підприємство, що виконує
перевезення і погоджує його з вантажовідправником і регіональним відділом
безпеки дорожнього руху Управління превентивної діяльності Головного
управління Національної поліції при цьому заповнюються бланки маршрутів
в двох екземплярах: перший зберігається на підприємстві, другий
знаходиться у відповідальної за перевезення особи, а у разі його відсутності -
у водія. При виборі маршруту перевезення необхідно керуватися таким:
– маршрут перевезення по можливості не повинен проходити через
населені пункти і поблизу промислових об'єктів, зон відпочинку, природних
заповідників і архітектурних пам'яток;
– у випадку перевезення усередині великих населених пунктів маршрут
перевезення по можливості не повинен проходити поблизу видовищних,
культурно-освітніх, розважальних, учбових, дошкільних і лікувальних
установ.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 155
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. ПРАВИЛА УЛАШТУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК.
Міненерговугілля УКРАЇНИ. Видання офіційне. Київ 2017. 617 с.
Режим доступу до ресурсу 02.05.22: https://art-energetyka.com.ua.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Шестеренко В.С. Системи електроспоживання та електропостачання
промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств. Київ. Мінрегіон. 2016.
5. Електрообладнання енергетичних установок.[Електронний ресурс]:
навіч. Посібник/ М.І. Погожих, А.О. Пак, О.Г. Дьяков, М.А. Чеканов. –
Електрон. Дані. – ХДУХТ, 2019. Режим доступу:
https://elib.hduht.edu.ua/bitstream/123456789/4500/1/2019.1_%D0%BF%D
0%BE%D0%B7.85.pdf. 29.04.22 р.
6. Бурбело, М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та
приклади розрахунків : навчальний посібник / М. Й. Бурбело, О. О.
Бірюков, Л. М. Мельничук – Вінниця : ВНТУ, 2011. – 204 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик О.В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
Настанова.
9. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище.
10. Шкрабець Ф.П. Електропостачання: навч.посіб. М-во освіти і науки
України, Нац. Гірн. ун-т. Дніпропетровськ: НГУ, 2015. 540 с.
11. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Маліновський А.А., Хохулін Б.К. основи електроенергетики та
електропостачання: підручник. Львів: В-во національного університету
«Львівська політехніка», 2009. 436 с.
14. Методичні рекомендації до підготовки бакалаврської роботи
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 156
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Самойлик
О.В., Курбака Г.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2018. – 100 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20066 58/04 ПЗ 3 157
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8