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/4188| Title: | Електропостачання заводу з виготовлення металічних частин баштових кранів |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Ткаченко, Микола Костянтинович |
| Keywords: | Електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2022 |
| Abstract: | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення металічних частин баштових кранів. 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 проведено розробку схеми мікропроцесорного пристрою контролю процесом сушки лакофарбних покриттів металічних частин баштових кранів. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання про визначення втрат в системі електропостачання викликаних зниженням показників якості електричної енергії. В розділі з охорони праці проведено розробку системи кондиціювання повітря лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4188 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| Ткаченко_Ключка.pdf Restricted Access | 2.46 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)
ЧДТУ А1 20076 58/04
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення металічних частин
баштових кранів»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Такченко Микола Костянтинович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ключка К.М. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій і робототехніки
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ____________ О.О.Ситник
“_____” __________2022 року
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Ткаченка Миколи Костянтиновича_____________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виготовлення металічних частин баштових
кранів»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянтин Миколайович, к.т.н., доцент .
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 18» лютого 2022 року № 58/01
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
4471,3 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2425 МВА; 5. Розміри цеху –
40х30х5 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 50 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 631,9 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Модернізація схеми
живлення поздовжньо-стругального верстата 7210; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Організаційні і економічні показники робіт з монтажу і експлуатації електрообладнання; 10.
Охорона праці – Розрахунок системи захисного заземлення.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Модерніація схеми живлення поздовжньо-стругального
верстата 7210
10 Техніко-економічні розрахунки – Організаційні і економічні показники робіт з
монтажу і експлуатації електрообладнання
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Розділ Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Кожем´якін О.С.
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 21 лютого 2022 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи Строк виконання
з/п етапів кваліфікаційної Примітка роботи
1 Умови проектування 21.02.22 – 28.02.22
2 Розрахунок електричних навантажень 01.03.22 – 17.03.22
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі 18.03.22 – 31.03.22
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності 01.04.22 – 08.04.22
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 (6) кВ 09.04.22 – 19.04.22
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В 20.04.22 – 30.04.22
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.22 – 06.05.22
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.05.22 – 17.05.22
9 Індивідуальне завдання 18.05.22 – 22.05.22
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислового підприємства 22.05.22 – 23.05.22
11 Охорона праці 23.05.22 – 25.05.22
12 Виконання креслень графічної частини роботи 26.05.22 – 05.06.22
13 Підготовка доповіді та супровідних документів, збір необхідних підписів 06.06.22– 10.06.22
Здобувач вищої освіти-дипломник ______________ Ткаченко М.К.
(підпис) (прізвище та ініціали)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ключка К.М. .
(підпис) (прізвище та ініціали)
ВСТУП
Розрахунок навантажень на різних рівнях електропостачання
проводиться різними методами, в залежності від вихідних даних і вимог
точності. Зазвичай розрахунок ведуть від нижчих рівнів до вищих. Однак при
проектуванні великих підприємств іноді доводиться вести розрахунки від
верхніх рівнів до нижніх. В цьому випадку користуються комплексним
методом розрахунку. За основу беруть інформаційну базу аналогічного
підприємства (технологія, обсяг виробництва, номенклатура виробів). При
цьому спочатку вирішують питання електропостачання підприємства в
цілому, потім комплексу цехів, окремого виробництва, району заводу; цеху
або частини заводу, що живляться від однієї ТП.
Проектування систем електропостачання полягає в розробці
комплексної документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування,
розрахунки, креслення, схеми та пояснювальну записку.
Раціонально спроектована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
Електричні навантаження промислових підприємств визначають вибір
всіх елементів системи електропостачання: ліній електропередачі, районних
трансформаторних підстанцій, живлячих і розподільчих мереж. Тому
правильне визначення електричних навантажень є вирішальним фактором при
проектуванні і експлуатації електричних мереж.
Змістом навчального проектування є пояснювальна записка та
креслення. При проектуванні системи електропостачання цеху враховувалися
численні фактори, до числа яких відносяться споживана потужність, графіки
навантажень великих споживачів, характер навантажень, число,
розташування, потужність, напруга та інші параметри наявного джерела
живлення. Також враховувалися особливості технології даного виду
виробництва та її розвиток.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини.
Метою даної кваліфікаційної роботи бакалавра є розрахунок та вибір
сучасних елементів системи електропостачання підприємства у відповідності з
вимогами ЕСКД, ДСТУ, ПУЕ та інших вимог та стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проектуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1, 2, 5, 6, 10, 11, 14−16] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [3]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
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) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
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.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необгрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необгрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких
призводить до масового недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II
категорії, а до І категорій, що мотивується тім, що наносяться "значні збитки
народному господарству".
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Слід зазначити, що поняття «значні збитки народному господарству»
слід відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства
Із всього сказаного видно, що сучасне виробництво пред’являє високі
вимоги до підготовки інженерів-фахівців в області промислового
електропостачання; одночасно потрібна значна кількість інженерів, що
володіють знаннями в області автоматики, обчислювальної техніки та
енергозберігаючих технологій.
Перехід на автоматизовані системи управління може бути успішним
тільки при наявності засобів автоматики та кваліфікованих інженерів в області
автоматизованого електропостачання.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на представлену
кваліфікаційну роботу, об’єктом, електропостачання якого ми проектуємо, є
завод з виготовлення металічних частин баштових кранів.
Спочатку розглянемо улаштування та складові частини даного типу
підйомних машин. Тож визначення баштового крану буде: «вантажопідйомна
машина зі стрілою, розташованої у верхній частині вертикально закріпленої
вежі, що служить для захоплення та переміщення великогабаритного вантажу,
називається баштовим краном». Будь-який баштовий кран має наступні
параметри: виліт стріли, вантажопідйомність, швидкість підйому та
опускання, глибина опускання, швидкість переміщення, швидкість повороту
вежі тощо. До складових вузлів баштового крана відносяться: башта,
поворотна платформа зі стріловою та вантажною лебідкою, опорно-
поворотний механізм, пристрій підйому та опускання вантажу, механізм
пересування машини, механізм зміни вильоту стріли тощо.
Завод, електропостачання якого ми проектуємо, в майбутньому, буде
випускати складові конструкції баштового крану, а саме його металічні
частини. До такого переліку будемо відносити: башту, поворотну платформу
зі стріловою та вантажною лебідкою, опорно-поворотний механізм, а також
елементи пристрою підйому та опускання вантажу, механізму пересування
машини, механізму зміни вильоту стріли.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
поворотних платформ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 380 В). На вибір схеми, конструктивне
виконання цехових мереж впливають такі чинники, як ступінь надійності
приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по території цеху,
номінальні струми і напруги.
Цех, що розглядається, входить до складу виробництва компонентів
баштових кранів, що виробляються на нашому заводі.
В цеху є різного роду верстати, технологічні установки та агрегати.
Основними споживачами електричної енергії, є асинхронні електродвигуни
верстатів та електроспоживачі елементи спеціальних агрегатів та
технологічних електроустановок спеціального, а також і електроспоживачі
загального призначення, крім того в цеху є освітлювальна мережа, яка
споживає відносно невелику кількість електроенергії. На території цеху
наявне нормальне середовище, відсутня запиленість та агресивні суміші в
повітрі. Кількість електроспоживачів становить – 54 шт., у тому числі
однофазних споживачів – 6 шт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога з бетону.
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%,
запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання розмішене
окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог технологічних карт.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога бетонна. Розміри приміщення: довжина – 70 м, ширина – 60
м, висота − 6м.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного
проектування СЕП промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ –
2016» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Умови середовища в цеху важкі, що пов’язане з виділенням металевого
струмопровідного пилу та газів. Існує можливість одночасного доторкання до
відкритих і сторонніх провідних частин.
Проектом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Даний цех містить споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить до
масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією від
двох незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 380 В.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (35% загального її
споживання), трансформатори (45%), включаючи зварювальні (20-25%) та
інші ЕП (7%). Реактивної потужності додатково навантажуються живильні
розподільні мережі підприємства (13%), відповідно збільшується загальне
споживання електроенергії.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трьохфазної мережі змінного струму напругою 380 В, та частотою 50 Гц.
Також серед електроприймачів є однофазні споживачі – апарат контролю
якості зварювання − 3 шт., сушільна камера − 3 шт.
Повна встановлена потужність цеху становить 1158,7 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи:
тривалий, короткочасний і поторно-короткочасний.
Тривалий режим − основний для більшості електричних приймачів. Це
режим, при якому перевищення температури нагріву електроприймача над
температурою навколишнього середовища досягає певної величини яка
протягом години не змінювалася. У цьому режимі працюють всі верстати,
печі, насоси, компресори та вентилятори тощо.
Короткочасний режим роботи − характеризується нетривалими
включеннями і тривалими паузами. У цьому режимі працюють допоміжні
механізми верстатів та іншого обладнання.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Повторно-короткочасний режим − це короткочасні періоди роботи, що
чергуються з паузами, при цьому періоди включення не на стільки великі, щоб
температура перевищила стале значення, але і при паузах не встигає
охолонути, в кінцевому підсумку досягаючи середньої величини.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху гідравлічних
насосів та електромоторів
№
№ Назва споживача Кількість, позиції Потужність,
кв cosφ tgφ п/п (верстата) шт. на кВт
плані
1 Вентилятор 8 10 3 0,8 0,8 0,75
2 Тельфер 2 11 15 0,15 0,5 1,73
3 Розточний верстат 6 5 11 0,2 0,65 1,17
4 Токарний верстат 5 6 5,5 0,2 0,65 1,17
5 Фрезерний верстат 6 7 34 0,2 0,65 1,17
6 Піч індукційна 6 8 46 0,2 0,65 1,17
Апарат плазмовової
7 6 1 5,5 0,2 0,65 1,17
різки металу
8 Зварювальна установка 4 2 7,5 0,2 0,65 1,17
9 Шліфувальний верстат 5 3 31 0,2 0,65 1,17
Апарат контролю якості
10 3 4 3,9 0,15 0,5 1,73
зварювання*
11 Сушільна камера* 3 9 89 0,8 0,8 0,75
*− Однофазні електроприймачі
Освітлювальні установки живлять від мережі 220 В. КТП живиться від
ГПП 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП). При проектуванні даного цеху
передбачається місце для встановлення комплектної трансформаторної
підстанції (КТП) вбудованого типу, що розміщується максимально близько до
найбільш потужних електроприймачів.
План цеху та розташування обладнання приводиться аркуші 5,
графічної частини даної роботи.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Електропостачання цехів заводу виконується від власної головної
понижуючої підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного
навантаження підприємства. Проектована СЕП відноситься до системи
електропостачання централізованого типу. Живлення цехових
трансформаторних підстанцій виконано за допомогою кабельних ліній, що
прокладені в підземних кабельних каналах. Основними високовольтними
споживачами є вісім трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
Структура підприємства приведена на рис. 1.2 і включає цехи основного
виробництва, та 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.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Згідно ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування,
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного
процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в усіх виробничих цехах та в
котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від двох незалежних
джерел, а перерва їх електропостачання допускається лише на час
автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться цех компасів
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
навігаційних буїв, цех упаковки і тари, складське приміщення, ремонтно-
механічний цех, а також адміністративно-проектний корпус.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, «на якому
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачах, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Поняття «категорія електроприймачів по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II і III. Питома вага споживачів
різних категорій по встановленої потужності складає: І категорія – 45 %, II
категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,38 кВ, а освітлення – 220 В;
дані наведені в відповідних таблицях дипломного проекту. Частота змінного
струму – загальнопромислова, тобто 50 Гц.
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
заводу. Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох
незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.4 Характеристика джерела живлення
Загальна побудова електропостачання та розподілу електроенергії
нашого підприємства представлена наступним чином: на території
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
підприємства розташована ГПП яка живиться від районної підстанцій (РП).
Первинна напруга (110 кВ) підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна
(10 кВ) розподіляється по території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до
найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2390 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 729 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 222 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ t=
Θ
I t ×dt ,
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення t T , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I t .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφ . роз
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активній потужності за час
t+Θ
1
PΘ =
Θ
P t dt .
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проектування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[2]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення: номінальна потужність Pном ; паспортна потужність Pпасп ;
установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = р , пасп× ТВ
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ= р . пасп× ТВ
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1) ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
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 формулами:
Рном, у = 3×Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 ×Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Рном, у = 3×Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
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 2.4 [3].
Наприклад, для фази а маємо
P S(a) = Кв×Рав×r(ав)а + Кв×Рac×r(аc)а + Кв×Рао ;
Q S(a) = Кв×Рав×q(ав)а + Кв×Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
К в, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
РS = 3×РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться: а) перша група – апарат контролю якості
зварювання; б) друга група – сушільна камера.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,38 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
cosφпасп 0,5 ; паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф 3,9 кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,38 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики: cosφпасп 0,8 ; паспортні потужності яких складають:
Рпасп.ф 89 кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,38 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах: для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно
ввімкнені на фазні напруги
Рном, у1 = 3×Р ном.max ф
, Рном, у1 = 3×3,9 =11,7 кВт.
Для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на
лінійні напруги
Рном, у2 = 3×Рном.max ф , Рном, у2 = 3×89 = 267 кВт.
Для виконання остаточного розрахунку всі електроприймачі (в т.ч.
враховуючи однофазні) розділяємо на 3 групи за ознакою коефіцієнта
використання.
Для прикладу проведемо розрахунки для групи з кв = 0,15; отримаємо
Рном (к 2 1133,9 2211,7 33,7 кВт. в 0,15)
Аналогічно отримаємо для наступної групи (кв = 0,2)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Рном (к 0,2) 6 115 5,5 6 34 6 46 6 5,5 4 7,55 31 792 кВт. в
Аналогічно отримаємо для наступної групи (кв = 0,8)
Р 291 кВт. ном (кв 0,8)
Далі розраховуємо групову номінальну (встановлену) потужність цеху в
цілому
Рном цеху 33,7 792 291 42 1158,7 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q q р tg (2.6) ном ном ном
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Так отримаємо для групи з кв = 0,15; отримаємо
Qном 0,15 33,7 1,73 58,3 квар,
Для групи з кв = 0,2; отримаємо
Qном 0,2 792 1,17 926,6 квар.
Для групи з кв = 0,8
Qном 0,8 2910,75 218,3 квар.
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Qном цеху 58,3926,6 218,31203,2 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Kв Pном , що відповідає значенню Kp , за
співвідношенням
Pроз Kp Kв Pном , (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
де K f K ,n ,T ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить p в e a
від коефіцієнту використання Kв та ефективної кількості електроприймачів пе
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [2] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Kp = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne n , (2.8)
n p2ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
n , (2.9) e
pном.mах
2 1158,7
ne 26.
89
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K 1 , (2.10) в n
pном.i
1
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K 1 , (2.11) в.цеху n
Pном.i
1
792 0,2 33,7 0,15 2910,8
Kв.цеху 0,355.
792 33,7 291
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [3] − К р = 0,85.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
P K K P K К P , (2.12) роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху = 0,85×791,5×0,2 + 42×0,15 + 318×0,8 = 336,8 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху 0,85 792 0,2 1,1733,7 0,15 1,73 2910,8 0,75 313,4квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
S 2 2 , роз. Pроз Qроз
Sроз. 336,8
2 313,42 460,1 кВА.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [4].
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок Рп. оc. ф використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [8]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Розміри цеху: А=70м; В=60м; Н=6м. В цеху використовуються
світильник типу КСС, ГСП04 − 400, лампи ДРИ − 400, ККД=65%, кр =0,85;
cos0 = 0,8 ( tg0 0,75).
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно виразу
Pmax оc = Рроз, ос, цеху = кп×Рп.оc.ф×S ,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1; S – площа приміщення,
2
S 70 60 4200 м ; Рп. оc. ф – питома фактична потужність освітлювальних
2
установок, Вт/м , визначається за формулою
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Рп.оc.табл× × ×кr ,
100 кз.табл
2
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м ;
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 200 лк;
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною
200 лк.
Тоді:
200 1,5
Рп.оc.ф = 8,4× × ×0,5 =9,0 Вт/ м
2,
100 1,4
Pmax оc = Рроз, ос, цеху =1,1×9,0×4200 = 41,5 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qmaxоc Qроз, ос, цеху Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно значенню cos0 для кожного типу ламп.
Qмах ос Qроз, ос, цеху 41,5 0,75 31,1квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р
0,38цеху роз.цеху
+Росв, кВт ;
Р = 336,8+ 41,5378,3кВт ;
0,38цеху
Q = Qроз.цеху +Qосв, квар ; 0,38цеху
Q = 313,4+31,1= 344,5квар ;
0,38цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП Р0,38 цеху Q0,38 цеху
,
SТП 378,3
2 344,52 511,7кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P 0,4 цехуi Q . 0,4 цехуi
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
SНН ГПП Sпр 0,95 4602
2 28982 5166,5 кВА.
Таким чином приблизна розрахункова потужність має значення S пр=
5166,5 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
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
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [4, 12]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху гідравлічних
насосів та електромоторів.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
2 2
масштаб, кВт/мм (приймаємо згідно потужності цеху − 0,22 кВт/мм ).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
378,3
r 23,4 мм.
3,14 0,22
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Р
a м.с. (2.15) с.м. = ;
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16) о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 336,8
с.м. 320,5;
378,3
360 41,5
о.м. 39,5.
378,3
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X il ; (2.17)
n
Рм.і
іl
n
(Pм.і yі )
Y il , (2.18)
n
Рм.і
іl
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
753499,8
Х 163,7 м;
4602
465698,8
Y 101,2 м.
4602
Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці
(163,7; 101,2). Ці значення і будемо використовувати при виборі місця
розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні цехової ТП враховують зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу ;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Координати ЦЕН цеху поворотних платформ:
n n
(Pроз. x ) (Pроз. y )і i i i
ХЦЕН =
i=1
n ; У
i=1
ЦЕН = n ,
Pроз. Pі роз.i
i=1 i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.5.
Таблиця 2.5 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
№ Найменування Pном. j x Pном. j xi y Pном. j yi Xi i ЦЕН YЦЕН
Апарат
1 плазмової різки 5,5 6 33 46 253
металу
Апарат
2 плазмової різки 5,5 9 49,5 46 253
металу
Апарат
3 плазмової різки 5,5 12 66 46 253
металу
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Продовження таблиці 2.5
Апарат
4 плазмової різки 5,5 6 33 43 236,5
металу
Апарат
5 плазмової різки 5,5 9 49,5 43 236,5
металу
Апарат
6 плазмової різки 5,5 12 66 43 236,5
металу
Зварювальна
7 7,5 23 172,5 46 345
установка
Зварювальна
8 7,5 28 210 43 322,5
установка
Зварювальна
9 7,5 23 172,5 46 345
установка
Зварювальна
10 7,5 28 210 43 322,5
установка
11 Піч індукційна 46 41 1886 23 1058
12 Піч індукційна 46 45 2070 23 1058
13 Піч індукційна 46 49 2254 23 1058
14 Піч індукційна 46 41 1886 17 782
15 Піч індукційна 46 45 2070 17 782
16 Піч індукційна 46 49 2254 17 782
17 Розточний верстат 11 58 638 47 517
18 Розточний верстат 11 62 682 47 517
19 Розточний верстат 11 66 726 47 517
20 Розточний верстат 11 58 638 43 473
21 Розточний верстат 11 62 682 43 473
22 Розточний верстат 11 66 726 43 473
23 Фрезерний верстат 34 7 238 23 782
24 Фрезерний верстат 34 11 374 23 782
25 Фрезерний верстат 34 15 510 23 782
26 Фрезерний верстат 34 7 238 17 578
27 Фрезерний верстат 34 15 510 17 578
28 Фрезерний верстат 34 15 510 17 578
Апарат контролю
29 3,9 47 188 47 188
якості зварювання
Апарат контролю
30 3,9 51 204 47 188
якості зварювання
Апарат контролю
31 3,9 47 188 43 172
якості зварювання
Шліфувальний
32 31 39 1209 47 1457
верстат
Шліфувальний
33 31 42 1302 47 1457
верстат
Шліфувальний
34 31 45 1395 47 1457
верстат
Шліфувальний
35 31 42 1302 42 1302
верстат
Шліфувальний
36 31 45 1395 42 1302
верстат
37 Токарний верстат 5,5 7 38,5 23 126,5
38 Токарний верстат 5,5 11 60,5 23 126,5
39 Токарний верстат 5,5 15 82,5 23 126,5
40 Токарний верстат 5,5 7 38,5 18 99
41 Токарний верстат 5,5 15 82,5 18 99
42 Вентилятор 3 7 21 14 42
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Продовження таблиці 2.5
43 Вентилятор 3 24 72 14 42
44 Вентилятор 3 47 141 14 42
45 Вентилятор 3 62 186 14 42
46 Вентилятор 3 8 24 50 150
47 Вентилятор 3 28 84 50 150
48 Вентилятор 3 41 123 50 150
49 Вентилятор 3 59 177 50 150
50 Тельфер 15 71 1065 20 300
51 Тельфер 15 71 1065 49 300
52 Сушільна камера 89 63 6174 28 2744
53 Сушільна камера 89 67 6566 28 2744
54 Сушільна камера 89 63 6174 24 2352
P ном. j Pном. j xi Pном. j yi
1158,7 54482,2 24319,7 47,02 210,99
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН цеху поворотних платформ:
54482,2
ХЦЕН = =47,02 м ;
1158,7
24319,7
Y = =20,99 м. ЦЕН
1158,7
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Так як в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генеральному плані об’єкта,
що проектується..
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати джерело
живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання
електричних навантажень.
Розміри, форма зони розсіяння, її центр визначають область найбільш
вигідного розташування джерела живлення на території промислового
підприємства.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Отже, зона розсіювання є геометричною характеристикою взаємного
розташування приймачів об’єкта та змін навантажень в часі.
Так як розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
перешкоджає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене вліво вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[3, 4, 6]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [13]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 72 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [7].
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А‖ підстанції 35/6 кВ
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [7, 13].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н‖ підстанції 110/10 кВ
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ 220330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P 0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА (S пр= 5166,5
кВА дані з таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
РТ 0,02 5166,5103,3 кВт;
QТ 0,15166,5 516,7 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
2 2
SВН ГПП 0,9 4602103,3 2898 516,7 5232,4 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
5232,4
ІрозПЛ = 0,95 13,1 А.
2 3 110
2
Переріз лінії живлення Fек (мм ) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F , (3.3) eк
Jек
2
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм ;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
2
А/мм .
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
13,1
F 9,4 мм2. eк
1,4
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
2
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм (за умовою корони [1]
2
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм ), марки АС70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
13,41260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 13,4 1 1,25 260,
26,8 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
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 .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
/ /
поперечної складової U вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U
/
ф
U/ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.6)
де R r0l 0,329 69 22,7 Ом, Х х0l 0,195 69 13,46 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, О м; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 72 км ),
P 4602 Q 2898
cos 0,89, sin 0,56.
S 5166,5 S 5166,5
U/ф 13,4 (22,7 0,8913,46 0,56) 371,8В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф
U/ /ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
U/ /ф 13,4 (13,46 0,89 22,7 0,56) 9,9В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 U jU
//
ф ф (3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U
/ 2
ф2 Uф) (U
/ / 2
ф ) , (3.9)
Uф1 (110000 371,8)
2 (9,9)2 110,4 кВ.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.10)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
U U/
P R Q X P R Q
3 (I R I X) і і і і
X
a p , (3.11)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ 3 (13,4 0,89 22,713,4 0,56 13,46) 643,1В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектній обрахованій проектній потужності (табл. 2.2), складає
643,1
U(%) 100 0,58%.
110000
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L , (3.12)
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
X 0,144 lg 0,0157 Х/ Х/ /0 0 0 , (3.13)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1
5,04
X0 0,144 lg 0,0157 1 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3cp D12 D13 D23 , (3.14)
D 3cp 8 8 8 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного 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
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт . (3.15)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
70 11
rпр (1,15) 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.16)
F
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 .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 5166,5 кВА з табл. 2.4)
РТ 0,02 5166,5103,3 кВт;
QТ 0,15166,5 516,7 квар.
Тоді
2 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП 0,9 4602103,3 2898 516,7 5232,4 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ ,
2 0,7
5232,4
Sтр 3737,4кВА.
2 0,7
По отриманому значенню потужності попередньо вибираємо номінальну
потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 4000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2i ti )
1
К i11 , (4.5)
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 потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /2 та K
/ /
2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
1 ((2,652 1) (1,992 1) (1,992 2) ... (3,982 3) (3,312 1) (2,652 1))
К 1 0,56.
4 (11 2 11 2 3 3 2 311)
/ Величина K2 обчислюється за формулою
m
(S2i ti )
/ 1К i12 , (4.6)
S mном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
' 1 (5,19
2 3)
К 1,3. 2
4 3
Величина K / /2 визначається за виразом
0,9 S
К/ /
np(6 ст.)
2 ,
Sном т
К ''
0,9 5232,4
2 1,2.
4000
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,3.
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30
о
С та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,56 згідно даних [6].
Значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,3.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=4000 кВА; марки ТМН 4000/110 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
SномТ , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ.
Обидві умови виконуються з великим запасом.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК 2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
SТП 511,7SпиблТ 365,5 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK Qсум HK1
QHK2. (4.9)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
N maxmin N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
378,3
Nmin 0,739 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N , m=0
Nе 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Q 2max T Nе кзаван.ф Sном T Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к
ТП
заван.ф
Ne Sном T
378,3
kз.ф 0,48.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Q (2 0,5 400)2 378,32 129,9 квар. max.т
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13) 0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 0,38
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 344,5129,9 214,5 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax Q N S0,4 HK1 е ном Т
(4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК 2 360 214,50,18 2 400 1,5.
.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK QHK1 QHK2 214,51,5 216 квар. сум
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Обираємо до установки тип КУ: УКБН-0,38-200-50, 2 шт., з врахуванням
можливого розширення переліку обладнання в цеху.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із
допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [2].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [5, 6, 7, 10, 11].
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.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
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.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
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 ймовірність перенавантаження конденсаторів
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [11, 13].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,91);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар; Qт –
сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар; Qек –
економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в часи її
максимуму навантаження, квар; Qнк.ф – сумарна встановлена потужність
низьковольтних конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 222 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,91×2898+516,7-222-2000=931,9 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКРМ10,5750У3
потужністю QБСК = 750 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 1500 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 7, 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 ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного
джерела живлення 0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілення електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху гідравлічних насосів та
електромоторів. За розрахункову потужність кожного трансформатора
приймаємо максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10
(кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат
потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4.
Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з
достатньою для практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10%
повної максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 Рроз0,4 РТ Рроз0,4 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 Qроз0,4 QТ Qроз0,4 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 378,3 0,02 2 400 394,3 кВт;
Qмакс10 344,5 0,12 400 424,5 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
1 378,3 344,5 2×400 394,3 424,5
7 744,56 445,2 2×630 769,8 571,2
2 490,71 293,82 2×400 506,7 373,4
8 495,14 296,52 2×400 511,2 376,5
3 759,3 453,29 2×630 782,7 533,3
4 495,1 296,52 2×400 511,1 376,5
5 489,26 294,37 2×400 505,3 374,4
6 756,7 453,8 2×630 800 532
7 744,56 445,2 2×630 769,8 571,2
8 490,71 293,82 2×400 506,7 373,4
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
Sл(ТП1) Р
2 Q 2 , (5.3) макс10 макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S 2л(ТП1) 394,3 424,5
2 579,4 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
Iл
л , (5.4)
3 Uн
де Uн номінальна напруга лінії, кВ.
Тоді, отримаємо розрахунковий струм лінії
579,4
Iл(ТП1) 33,5А.
3 10
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
2
складе – Jек = 1,6 А/мм .
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП1)
F ек(ТП1) ;
Jек
33,5
Fек(ТП2) 20,9 мм
2.
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
2
перерізом жил 25 мм та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
2
Ділянка кабелю Sл, кВА Lл, м Iл, A Fек, мм Iт.д, А Марка кабеля
ГПП-ТП1 579,4 210 33,5 20,9 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП2 958,5 82 55,3 26,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 629,6 53 36,3 26,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 634,8 69 36,6 25,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 946,9 51 54,7 27,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 634,8 49 36,6 27,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 628,8 174 36,3 23,9 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 960,5 13 55,5 26,2 115 АСБГ(3×35)
КУ 750 10 43,4 27,6 115 АСБГ(3×35)
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
Іл Іт.д К1 К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі де прокладено кабель; К1 = 1,04; К2 − поправочний коефіцієнт,
що залежить від кількості кабелів, прокладених паралельно; К2 = 0,87; Ідоп −
тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
33,590 1,04 0,87; 33,581,43.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 33,590 1,04 0,87 1,25; 67,0101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U 3 І (5.8) л L (r0 cos x0 sin),
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 378,3 Q 344,5
cos 0,74; sin 0,67.
S 511,7 S 511,7
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U 3 33,5 0,21 (0,047 0,74 0,92 0,67) 7,93 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
7,93 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
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. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [12]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проектування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Будемо проводити розрахунок відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015.
Згідно з цією настановою параметри елементів схем заміщення можуть бути
визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з приведенням
значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
базисний струм визначаємо за формулою:
S
Iб
б .
3 Uб
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
100
базисний струм І ступеня: Iб1 0,5 кА;
3 115
100
базисний струм ІІ ступеня: Iб2 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x бc , (6.1)
Sкз
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
де Sкз потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА; Sкз = 2390 МВА – з листа завдання до даної роботи.
Отримаємо у в.о.
100
хc 0,042.
2390
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R бпл r0пл lл ; (6.2)
U 2б1
S
хпл х0пл lл
б , (6.3)
U 2б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 72 км – з умови).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл 0,329 72 0,17;
1152
100
хпл 0,195 72 0,1.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U S
х к бтp , (6.4)
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 4000/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність трансформатора
– 4,0 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Uном В 115n 10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
10,5 100
х тp 1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [16] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I б1 , (6.5) кзК1
ZК1
де ZК1 повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
Z 2К1 хc хпл Rпл ;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
2
ZК1 0,042 0,1 0,17
2 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
і 2 I k , (6.6) удК1 кзК1 удК1
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
3,14 пл
хcхk 1 е плудК1 ;
0,17
3,14
k 1 2,71 0,0420,1удК1 1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 2 2,17 1,4 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2 , (6.7) кзК2
ZК2
де ZК2 повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 хс хпл хтр хш (R 2пл Rшл) ;
2
ZК2 0,042 0,11,67 0,21 (0,17 0,21)
2 2,04 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
I кзК2 2,67.
2,04
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.8) удК2 кзК2 удК2
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R R
3,14 пл шл
х х х х
kудК2 1 е
с пл тр ш ;
0,170,21
3,14
kудК2 1 2,71
0,0420,11,550,21 1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 2 2,67 1,68 6,32 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I б2 , (6.9) кзК3
ZК3
де ZК3 повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 (Хс Хпл Хтр Хш Хавт Хш Х
2 2
авт1 Хл1) (Rпл Rш Rавт Rш Rавт1 Rл1) ;
ZК3 (0,042 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,061)2 3,41.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 1,62 кА.
3,41
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і (6.10) удК3 2 IкзК3 kудК3;
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
RплRшRавтR R R3,14 ш авт1 л1
ХсХk пл
ХтрХшХавтХшХавт1Хл1
удК3 1 е ;
0,170,210,410,211,10,061
3,14
k 0,0420,11,550,210,130,210,170,082удК3 1 2,71 1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 2 1,62 1,09 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I б2 , (6.11) кзК4
ZК4
де ZК4 повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 (Хс Хпл Хтр Хш Хавт Хш Х
2
авт2 Хл2) (Rпл Rш Rавт Rш R
2
авт2 Rл2) ;
ZК4 (0,042 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,063)2 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
і 2 I (6.12) удК4 кзК4 kудК4;
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
RплRшR3,14 авт
RшRавт 2Rл 2
ХсХплХтрХшХавтХшХавт 2Хk л 2удК4 1 е ;
0,170,210,410,211,10,063
3,14
k 1 2,71 0,0420,11,550,210,130,210,170,082удК4 1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
іудК4 2 1,611,15 2,47 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиціх 6 с . 1 .
К1
Таблиця 6.1 − Струми короткого замиканнхя л в СЕП
Точка короткого
К1 К2R л К1 K 3 К4 замикання
R*к, в.о. 0,172 0,384 х т р 2,17 2,171
х*к, в.о. К2 0,103 2,0R3 т р 2,63 2,632
Z*к, в.о. 0,23 2,6х7 а в т 3,41 3,42
ІКЗ, кА 2,17 2,67 1,62 1,61
R а в т
іуд, кА 4,28 6,32 2,48 2,47
х ш
6.3 Розрахунок струму однофазного корRот к ого замикання в мережі ш
110 кВ К2
х а в т 1 х а в т 2
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиниКц3 я х . Для роКз4 р а х ункової сRхе а вм т 1 и (рисунRок а в т 6 2 . 2 ), що містить точку
А однофазного короткого замикання, склхад а є мо схемху зя1 я 2 аміщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [1, 4].
Для розрахунку струму однофазногRо я з 1 а м иканняR ян 2 а землю приймаємо
електричнуТ Пс х1 е м у транТс Пф 2 о р матора 110/10 кВ і скКл3 а д аємо схКе4м у заміщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканняТм П 1в т о чці А.Т П 1
S А кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х с 0 однхо лф 0 а А з н о гох тК р 1 З 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо: U к 0
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ;
базисний струм визначаємо за формулою Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п Iи р о в а л
S б . Фо р м а т A4 б
3 Uб
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Відповідно:
100
базисний струм І ступеня: I 0,5 кА; б1
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 n хпл; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 30,103 0,309.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
(1)
Потужність однофазного короткого замикання Sк (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) (3)к k Sк ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Далі, у формулу (6.14) підставимо та відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)к 1,5 2390 3585 кВА.
(1)
Струм однофазного КЗ Ік (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
S(1)
I(1) к , (6.14) к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
I(1)
3585
к 18,84 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)к 3 1 , (6.15)
Іб хс1 хс2 хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 хс2 хс , ( хс 0,042 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
хс0
б х с1 хс2;
Ік
3 15,5
хс0 0,042 0,042 0,8.
18,84
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
(хс0 хл0)(хтр10 хтр20)
х0 ;
(хс0 хл0) (хтр10 хтр20)
(0,8 0,31)(1,66 1,66)
х0 0,83.
(0,8 0,31) (1,66 1,66)
(1)
Струм однофазного КЗ ІкзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 ІІ бкзА , (6.16)
хрез1 хрез2 х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,042 + 0,1 = 0,142.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5ІкзА 14,81 кА.
0,142 0,142 0,83
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. 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.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
100
5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ 220330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
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 [7].
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, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,8 А Ін= 2000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 3,37кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк І
2
t tф 3,37
2 3 34,1 Вк І
2
тер t
2
тер 31,5 3 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1 (рис. 7.1).
Рисунок 7.1 − Вимикач ВБП–110III–31,5/2000 УХЛ1
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін= 1000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 3,37 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1 (рис.
7.2).
Рисунок 7.2 – Роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
В І 2к t tф 4,77
2 3 68,26 В 2к Ітер tтер 42
2 310584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S r 1,2 Омном 15 ВА 2ном .
Опір приладу r2прил
Sприб
r , (7.2) 2прил
І2ном
0,5
r2прил 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S I22Н 2Н (rприл rк )
r . (7.3) пров
I22Н
S 2 22Н I2Н rприл+ rк 15 5 (0,02 0,1)
rпров 1,8 Ом.
I2 522Н
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр , 7.4
rприл
0,02 7 2
F 0,28 ммпр
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 2 4 мм , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
(рис. 7.3).
Рисунок 7.3 – Трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110 (рис. 7.4).
Рисунок 7.4 – Розрядник типу РВС-110
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.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,7А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91 кА Iвідкл = 20 кА
В І 2 t 3,72к t ф 0,15 2,05 Вк І
2
тер tтер 52
2 0,15 405,6
Sроз
Ір10 = , 7.5
3 × Uн
5300
Ір10 = = 278,7 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =139,25 А Ін= 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91кА Iвідкл = 20 кА
Вк І
2 2
t tф 3,7 3 41,07 Вк І
2
тер tтер 52
2 38112
Sроз / 2
Ір10 = , 7.6
3 × Uн
5166,5 / 2
Ір10 = =135,7 A.
3 ×11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
Рисунок 7.5 – Вакуумний вимикач ВВЭ-10-20/630
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,5 А Ін =300 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 70 кА
В 2к Іt t
2 2 2
ф 3,7 2 27,38 Bк=І t tт.с 70 1 4900
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном 20 ВА ,r2ном 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5А. До трансформаторів
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
Продовження таблиці 7.8
Лічильник
Активної
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10 (рис. 1.13). Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр
Э-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічильник
СО-И466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всього:
- - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф 0,077 ВА, то він буде працювати
з допустимою похибкою.
Рисунок 7.6 – Трансформатор напруги НТМИ–10
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt tф
Fmin , 7.9
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [12]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
4320 0,2
Fmin = 23,2мм
2,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф tзах tвідкл , 7.10
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф 0,08 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проекті.
В результаті попередніх розрахунків було отримано,що лінія ГПП – ТП1
2
виконана кабелем перерізом F = 25 мм . Цей переріз більший за допустимий,
тому він повністю задовольняє умовам термічної стійкості під час дії ударних
струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПУЕ розд. 2.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 − електроприймачі
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги 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 споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [8].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [4, 5, 8, 17].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [8].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:висота
H 6 м; довжина А 70 м; ширина В 60 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [8]:коефіцієнт відбиття від
стелі п 50%; коефіцієнт відбиття від стін с 10%; коефіцієнт відбиття від
робочої поверхні р.п 10%; розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [5].
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp H hp hc 610,5 4,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [8]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами типу ДРИ — hс = 0,5);
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 70 60
i 7,14.
Hp A B 4,5 70 60
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані 1,4 .
Нр
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані 1,4 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L Hp 1,4 4,5 6,3 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 60 м
В 60
пр 9 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 70 м
A 70
п 11,3 , с.р.
LB 6,3
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 12.
Загальна кількість світильників
псв пр пс.р. 9 12 108 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [8].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z kз 100 200 72 58 1,11,3Ф 12917 лм, П
n в 108 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [8];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 — для ламп ДРЛ [8];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 84.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо лампу ДРЛ 390 зі
світловим потоком Фл = 17000 лм і потужністю Рл = 390 Вт, та світильник
ГСП18-110-006 з КСС типу Д та ККД св 0,7
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 12917 17000 0,7 1,2 12917 ;
116251190015500 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå Рл n 390108 42,1 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
BLB np 1
lB 0,3 LB ;
2
2 0,3 LB BLB np 1;
B 0,6 LB LB np 1 LB 0,6 np 1 LB np 0,4;
B 58
LB 8,8 м.
np 0,4 7 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB 0,3LB 0,3 8,8 2,64 м.
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А LА nсв.p 1
lА 0,3 LА ;
2
2 0,3 LА А LА nсв.p 1;
А 0,6 LА LА nсв.p 1 LА 0,6 nсв.p 1 LА n св.p 0,4;
А 72
LА 6,2 м.
nсв.p 0,4 12 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА 0,3LА 0,36,2 1,86 м.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Перевірочний розрахунок.
Перевірочний розрахунок проводимо точковим методом [5].
Визначаємо відстані d1, d2 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню
2 2 2 2
LA LB 6,2 8,8 d1 4,51 м;
2 2 2 2
2 2 2 2
3 LA LB 3 6,2 8,8 d2 10,23 м;
2 2 2 2
Визначаємо (рисунок 8.1) освітленості е1 i е2 які створюють світильники
типу ГСП18-150-005 з лампами ДРИ 150-5, Фл = 17000 лм, КСС типу Д на
відстанях d1 = 4,51 м i d2 = 10,23 м при висоті підвісу світильників над
робочою поверхнею Нр = 4,5 м.
α
R
Hр
I
α
Iα
А d
Рисунок 8.1 – Визначення освітленостей е1 i е2
Визначаємо кути 1 та 2 під якими сила світла відстанях d1 = 4,6 м i d2
= 10 м падає на точку А:
d 4,51
1 arctg
1
arctg 45;
Hр 4,5
d 2 10,23 2 arctg arctg 67.
Hр 4,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та умовною
лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами 1 45 та 2 66 :
I I0 cosn0 1 330 cos145 233,1 кд; 1
I I0 cosn0 2 330 cos167 128,9 кд. 2
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами 1 45 та
2 66 :
I cos
31 483 cos
3 45
e 11 4,11 лк;
H2p 4,5
2
I cos
32 128,9 cos
3 67
e 22 2,07 лк.
H2 4,52p
Так, як освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками, і
освітленість е2 — чотирма, то сумарна освітленість яка створюється
світильниками з умовними лампами зі світловим потоком 1000 лм на відстанях
d1 i d2 буде дорівнювати
2
Е е п 4 е1 4 е2 4 4,11 4 2,07 24,72 лк.
п1
6.13.5. Розраховуємо освітленість, яка буде створена в точці А
світильниками з лампами ДРЛ 390 зі світловим потоком Фл = 17000 лм,
враховуючи ККД св 0,75 , коефіцієнт запасу [8] kз = 1,3 та неврахованої
освітленості μ = 1,0
Фсв Е 17000 0,75 1,0 24,72E 187,9 лк,
kз 1000 1,3 1000
де ЕΣ — розрахункова сумарна освітленність, Е 24,72 лк;
Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Фсв Фл св.
Отримане освітлення не повинно відрізнятися від мінімального більш
ніж на − 20 +20 %
0,9 Етіп Е 1,1Етіп ;
0,9 200187,91,1200 ;
180187,9 220 .
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,8,
тоді tgφ=0,75.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос 42,10,75 31,6 квар.
Такі результати достатньо узгоджуються з раніше отриманими
результатами прикидочних розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [8] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище
220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/380 В;
− нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою
частиною аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела
живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою
(але не особливо небезпечних).
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В
або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
0 0
повітря і землі, що складають відповідно +25 С та +15 С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3роз 10
Іроз ;
Uф cos
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Р 103роз
Іроз ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних 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, cos 0,8 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Рроз 10
3
42,1103
Іроз 79,8 А.
3 Uф cos 3 220 0,8
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×25) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 8 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109–97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, –
не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
10 % Uном , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в
ламп не повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм Uхх Uтр Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
Umin – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cos Up sin ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кзa ;
Sном.тр
U U 2 U 2p кз a ,
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз , Uкз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M L P , M2 P1 L1 P2 L L P L L L1 1 2 3 1 2 3 .
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 Р1 L1,
1
Р P
де 1 роз.ос4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 41,2 18 185,4 кВт×м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 Р1 L1 Р2 (L1 L2) ,
1 41,2
де Р1 Pроз.ос Р1 10,3кВт, L1+L2 = 46 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 41,2
Р2 1,03 кВт.
40 40
Отже отримаємо
М2 10,3461,03 (4612,5) 534,1 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U .
C F
Для першої ділянки
185,4
U1 0,16 %
46 25
Для другої ділянки
534,1
U2 0,46 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
2
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм і стальних
2
S>25 мм .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А;
Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр; Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
2
де jе= 1,4 А/мм .
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
2
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм ;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,38 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I номpоз = , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах 1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I номpоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ або 0,22 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р , І , І , I ,
Споживач ном cosφ р max Н.ДОП.Л Марка
кВт А А А
Піч індукційна 46 0,65 107,5 131,6 140 АВВГ(4×70)
Розточний верстат 11 0,65 25,7 29,3 32 АВВГ(4×6)
Апарат контролю якості
3,9 0,5 34,7 43,5 63 АВВГ(4×16)
зварювання*
Апарат плазмової різки
5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
металу
Токарний верстат 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Шліфувальний верстат 31 0,65 72,5 87,8 90 АВВГ(4×35)
Фрезерний верстат 34 0,65 79,5 102,4 110 АВВГ(4×50)
Зварювальна установка 7,5 0,65 17,6 22 27 АВВГ(4×4)
Сушільна камера* 89 0,8 278,1 411 540 2хАВВГ(4×185)
Тельфер 15 0,5 45,6 57 63 АВВГ(4×16)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Іроз.РП ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі ( КП =0,3).
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Назва РП Ір.РП , А IН.ДОП ., А Марка
РП1 425,0 630 2хВВГ(4х150)
РП2 651,0 800 2хВВГ(4х185)
РП3 482,8 630 2хВВГ(4х150)
РП4 83,1 145 ВВГ(4х35)
РП5 83,2 100 ВВГ(4х16)
РП6 76,1 100 ВВГ(4х16)
РП7 368,4 630 2хВВГ(4х150)
РП8 205,5 400 ВВГ(4×185)
Конденсаторна установка
250,7 315 ВВГ(4х150)
УКБН-0,38-200-50
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5511,7Iр.с.в= = =389,2А.
3 Uн 3 0,38
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-40 800/630, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=630А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = δ×U = Eм - ΔU1 1 тр +Uм +ΔUсп 5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×r ×cosφ+ x ×sinφ . 0 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху гідравлічних насосів та електромоторів – розточний верстат, для якого
2
Ір=25,7А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6 мм , питомий активний та
індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=39м
ΔU (В) = 3×25,7×0,039×0,58×0,65+0,6×1,17=1,87В ; л2
1,87
ΔU (%) = 100% 0,49%..
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU = мт ×Uа ×cosφ+ Uр ×sinφ ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
Uа =
кз ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Uр = u
2 2
кз -U а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 511,7
Sм = Sтп = 255,9 кВА, 2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ; 400000
Uр = 4,5
2 -1,382 4,3% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
255,9
ΔUТ = ×1,38×0,74 + 4,3×0,67 2,5% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,5% − 0,49% = 102,01% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
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 δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Продовження таблиці 8.5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1. Зовнішній вигляд
показано на рис. 8.8.
Рисунок 8.8 – Шафа (пункт) розподільчий серії ПР-11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Будемо проводити розрахунок відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015.
Згідно з цією настановою параметри елементів схем заміщення можуть бути
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з приведенням
значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій 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) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
116
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
118
Розрахунок опорів елементів мережі.
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах
(мОм), приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за
формулами:
Р 2
r = к
UНН
т 10
6 ;
S2нт
2
2 100P U
2
xт = U
к НН 4
к - 10 ;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
UНН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r 6т = 10 5,5 мОм ; 4002
2
2 1005,5 0,4
2
xт = 4,5 - 10
4 17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [13] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK rKQ 1,0 мОм; rKL1 rKL2 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [8]:
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
rQF1 0,25 мОм; rQF 2 0,65 мОм; rQF 3 2,15 мОм; ХQF1 0,1 мОм;
ХQF 2 0,17 мОм; ХQF 3 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму 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 зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [13]
rTA 1,7 мОм; ХTA 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в додатку
2 [13]:
rL1 r0 L1; XL1 x0 L1;rL2 r0 L2; X L2 x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 0,32 16 5,12 мОм; X L1 0,057 16 0,912 мОм; rL2 1,54 3 4,62 мОм;
X L2 0,062 3 0,19 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»:
r rT rK rQF1 rK rTA rK rQF 2 rKQ rKL1 rL1 rQF 3 r r КЗ KL2 L2
.
r 5,51,0 0,251,0 1,7 1,0 0,651,0 0,1 5,12
КЗ
0,1 2,15 0,1 4,62 24,3 мОм.
Х Х Х
КЗ С T
ХQF1 ХTA ХQF 2 Х L1 ХQF 3 Х L2.
Х 0,517,1 0,1 2,7 0,17 0,9121,2 0,19 22,9 мОм.
КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
120
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z 24,3 22,9 =33,4 мОм.
КЗ
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05 380
ІКЗ(КЗ) 6905А.
3 33,4 103
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»:
r rT rK rQF1 rK rTA r r r К 2 K QF 2 KQ
rKL1 rL1 rKL2.
r 5,51,0 0,251,01,7 0,651,0 0,1 5,12 0,117,4 мОм.
К 2
Х ХС ХT Х
К 2 QF1
ХTA ХQF 2 Х L1.
Х 0,517,1 0,1 2,7 0,17 0,912 21,5 мОм.
К 2
Повний опір буде рівний
2 2
Z 17,4 21,5 =27,7 мОм.
К 2
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
ІКЗ(К 2) 8327А.
3 27,7 103
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»:
r rT rK rQF1 r r . К1 K TA
r 5,51,0 0,251,01,7 9,5 мОм.
К1
Х Х Х
К1 С T
ХQF1 ХTA.
Х 0,517,1 0,1 2,7 20,4 мОм.
К1
Повний опір буде рівний
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
2 2
Z 9,5 20,4 =22,5 мОм.
К1
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
ІКЗ(К1) 10250А.
3 22,5 103
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) 2 10250 14453 А; іа0(К 2) 2 8327 11741 А;
іа0(К 3) 2 6905 9736 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
T
іat ia0 e
a , (8.2)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
дорівнює
x
T a ,
r
(8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
і 2 І К , (8.4) уд п0 уд
tуд
де К Т1 sin e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за уд K
кривими рисунка 1 [12], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
к – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к arctg
; (8.5)
r
tуд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2
tуд 0,01
K . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [13].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x 20,4 x 21,5 x(К1) (К 2) (К 3) 22,9 2,2; 1,2; 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
Куд(К1) 1,22;Куд(К 2) 1,1;Куд(К3) 1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) 2 10250 1,22 17633 А,іуд(К 2) 2 8327 1,112915 А,
іуд(К 3) 2 6905 1,05 10223 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Параметр Місце КЗ
К1 К2 К3
ІКЗ , А 12841 11741 9736
іуд , А 17633 12915 10223
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматичними
вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані на
довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином,
такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги стійкості
до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у даному
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи: збільшення струму внаслідок перевантаження; збільшення
струму в момент пуску або самозапуску двигунів; збільшення струму
внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження:
мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними провідниками з
горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією; освітлювальні мережі в
службово-побутових приміщеннях промислових підприємств, включаючи
мережі для побутових і переносних електроприймачів, а також у пожеже-
небезпечних зонах; силові мережі на промислових підприємствах – тільки в
разі, якщо за умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перенавантаження провідників; мережі всіх видів у
вибухонебезпечних зонах.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ. Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях
приєднання до живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та
вимірювання, вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95. Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку
проводять з врахуванням електричних характеристик електроустановок,
експлуатаційних умов та вимог: селективності відключення, вимог до
дистанційного керування, індикації і т.д. При такому виборі необхідно
користуватися технічною документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів: номінальна напруга
вимикача не повинна бути нижче напруги мережі; відключаючи здатність
повинна бути розрахована на максимальні струми КЗ, що протікають по
елементу, який захищається; номінальний струм розчіплювача повинен бути
не менше найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало
протікає по елементу, який захищається
Іном.розч. Іроз.
Автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,11,3)Іроз .
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,251,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір , 1,1 І , 1,25 I , Тип І , І , Споживач р П н.АВ н.Т.Р.
А А А апарату А А
ЩО 79,7 87,7 − ВА47 – 29 100 100
ЩАО 8 8,8 − ВА47 – 29 63 10
КУ 250,7 275,8 − ВА88 – 37 400 315
Розточний верстат 25,7 28,3 140,4 ВА47 – 29 63 32
Фрезерний верстат 79,5 87,5 491,4 ВА47 – 29 125 100
Токарний верстат 12,9 14,2 18 ВА47 – 29 63 16
Піч індукційна 107,5 118,3 631,8 ВА88 – 32 125 125
Апарат плазмової різки
12,9 14,2 77,4 ВА47 – 29 63 16
металу
Апарат контролю якості
18,2 20 127,4 ВА47 – 29 63 20
зварювання
Шліфувальний верстат 72,5 77,2 421,2 ВА47 – 100 100 80
Зварювальна установка 17,6 19,4 105,6 ВА47 – 29 63 25
Тельфер 45,6 50 273,6 ВА47 – 29 63 50
Сушільна камера 328 360,8 380 ВА88 – 37 800 400
Вентилятор 5,7 6,3 30,6 ВА47 – 29 63 8
РП – 1 425,0 467,5 − ВА88 – 40 800 630
РП – 2 650,7 715,8 − ВА88 – 40 800 800
РП – 3 482,7 530,0 − ВА88 – 40 630 630
РП – 4 83,1 91,4 − ВА47 – 29 100 100
РП – 5 83,1 91,4 − ВА47 – 29 100 100
РП – 6 76,1 83,7 − ВА47 – 29 100 100
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Продовження таблиці 8.7
РП – 7 368,4 405,2 − ВА88 – 40 630 630
РП – 8 205,5 226,1 − ВА88 – 37 400 315
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має найбільший струм
навантаження (сушільна камера). Виконаємо дану перевірку згідно умови
. .
1 540 > 1 400 А,
.
1 540 > 400 А.
Аналогічно проводимо перевірку живлячих ліній інших споживачів.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,09 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,11 с;
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
t 0,09 0,11 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=9,736 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f / / (рисунок 8.4), де / / / / пр п I / I
tпр 0,02 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005
/ / .
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину t не враховують. пр а
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
9736 0,02
Smin 16,7 мм
2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ - ΔU +1 Т Uм +ΔUсп 5 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U maxТ Ua cos Up sin ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
Ua
КЗ – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр U
2 2
КЗ Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
511,7 5,8 2 5,8 UТ 100 0,74 5,5 ( 100)
2 0,67 2,98%.
400 400 400
Тоді
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
U1 Ет 2,98 2,5 0,56 5%,
U1 5% 6,13% 5%,
U1 1,04 5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%,
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 Ет 0,32,98 2,5 0,56 5%,
U2 Ет 1,11% 5%
U2 2,79% 5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В даному проекті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3 Мінського електротехнічного
заводу, р. Білорусь. До складу КТП входять: пристрій вводу з боку високої
напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний пристрій з боку нижчої
напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні ШВВ-2Р − шафа з
вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ. По конструкції.
Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше пружинного
приводу ВНП.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф:
шафи введення нижчої напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи
секційної – ШНС; зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
На рис. 8.11, у якості прикладу, представлено вигляд КТП внутрішньо
цехового розміщення.
Рисунок 8.11 – Типова КТП внутрішньоцехового розміщення
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розробка схеми мікропроцесорного пристрою контролю процесом сушки
лакофарбних покриттів металічних частин баштових кранів
Даний пристрій призначений для контролю процесу сушки фарбованих
металевих конструкцій баштових кранів, з метою регулювання і оптимізаціі
часу сушки. Він має наступні функціональні можливості: індикація часу
сушки, що залишився (з перерахунком залежно від змінних умов сушки в
режимі реального часу), таймер, вимірювання і індикація температури в
чотирьох точках фарбувальної камери, звукова сигналізація при підвищенні
температури або змін і умов процесу сушки; управління режимами роботи
пристрою з допомогою ІЧ - комунікатора.
Функціональна блок-схема пристрою контролю. Блок-схема пристрою
контролю наведена на рисунку 9. 1.
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема пристрою контролю
Електронний пристрій контролю процесом сушки лакофарбних
покриттів складається з таких вузлів: блоку живлення (А1), контролера
напруги (А2), сенсорної клавіатури управління пристроєм (А3), блоку
термометрів (А4), мікроконтролер (А5), блоку звукової сигналізації (А6),
годинника реального часу (А7), драйвера РКІ (А8) та РКІ (А9).
Мікроконтролер (А5), в залежності від показань, які знімаються з блоку
термометрів (А4) та контролеру напруги (А2), обробляє інформацію і в
залежності від цих показань видає сигнал на блок звуковї сигналізації (А6) та
декодується драйверами РКІ (А8) і подається на РКІ (А9). Годинник реального
часу (А7) призначений для формування тактових імпульсів, керуючих
мікроконтролером та драйверами індикатора. Сенсорна клавіатура управління
пристроєм (А3) призначена для введення даних по режимам сушки та
здійснення загального керування пристроєм.
Принципова електрична схема пристрою контролю наведена на рисунку
9.2.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Рисунок 9.2 – Схема електрична принципова пристрою контролю
Основою пристрою є мікроконтролер АТ89С2051 фірми «Атмел». Для
відображення інформації використовується рідкокристалічний індикатор типу
ЖКИ 13-8/7-02. Не дивлячись на те, що в даний час доступні РКІ з
вбудованими контролерами, для даного пристрою є доцільним застосування
спеціального РКІ. Причин декілька. Поширені РКІ з вбудованими
контролерами володіють цілим рядом недоліків: відсутність десяткових
крапок, поганий кут огляду, недостатній в деяких випадках розмір символів. В
той же час існує доступна і досить зручна у використанні мікросхема драйвера
РКІ КР1820ВГ1.
Мікросхема КР1820ВГ1 використовується для управління 36 -
сегментним РКІ в режимі трьох рівневого мультиплексування. Мікросхема
виготовляється по КМОП – технології і випускається в 20 – вивідному
пластмасовому ДІП – корпусі. Мікросхема містить вбудований тактовий
генератор, резистивний дільник напруги і дільники частоти, за допомогою
яких формуються сигнали управління рядками (загальними електродами) і
стовпцями (сегментними електродами) РКІ в режимі 3 – рівневого
мультиплексування. Одна мікросхема має три виходи управління рядками і 12
виходів управління стовпцями. Передбачена можливість каскадування схем,
що дозволяє використовувати їх для управління мультиплексними РКІ з
числом сегментів більше 36. Мікросхема не вимагає ніяких навісних
компонентів і працює в діапазоні напруги живлення від 3 до 6 В.
Мікросхема КР1820ВГ1 має чотири режими роботи одиночний,
старший, молодший і тестовий. У одиночному режимі одна мікросхема
управляє 36 – сегментним РКІ, забезпечуючи повну синхронізацію його
роботи. Старший і молодший режими призначені для організації управління
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
РКІ з числом сегментів більше 36, тестовий режим – для контролю якості
мікросхем в процесі виготовлення.
Дані вводяться в мікросхему в послідовному коді по входу D з
синхронізацією запису фронтом тактових імпульсів по входу С.
Код записуваних даних визначається конкретною схемою підключення
шин управління рядками і стовпцями до сегментів РКІ, а також конфігурацією
РКІ.
Біти D0…D7 відповідають сегментам першого розряду, біти D8…D15 –
другого і так далі. Біти D32…D35 відповідають спеціальним сегментам Р1…
Р4. Біт D36 може набувати будь-якого значення. Біти D37 і D38 (Q6 і Q7)
управляють режимом роботи схеми. Біт D39 (Q8)призначений для
синхронізації роботи двох і більше каскадів мікросхеми.
Для завантаження мікросхеми в одиночному режимі необхідно виконати
наступну послідовність дій
– встановити на вході СS рівень логічного 0;
– записати вісім бітів даних для кожної цифри першого - четвертого;
– записати чотири біти b для спеціальних сегментів і чотири біта
управління;
– встановити на вході СS рівень логічної 1.
Після установки мікросхеми в потрібний режим для подальшої зміни
даних необов'язково записувати всі 40 біт інформації.
Для завантаження мікросхеми в старшому і молодшому режимах
необхідно виконати наступну послідовність дій:
– встановити на вході СS обох схем рівень логічного 0;
– записати 32 біта даних для «молодшої» схеми;
– записати чотири біта для спеціальних сегментів молодшої схеми і
чотири біта управління (при подачі останньої одиниці обидві мікросхеми
встановлюються в молодший режим, виводи СОА/G обох схем працюють як
входи генератора Відбувається синхронізація роботи мікросхем);
– встановити на входах СS обох схем рівень логічної 1;
– встановити на вході СS «старшої» схеми рівень логічного 0;
– записати 32 біта даних для старшої схеми;
– записати чотири біта для спеціальних сегментів старшої схеми і
чотири біта управління (після цього вивід СОА/G старшої схеми починає
працювати як вихід управління рядком А, а вивід СОС/G – як вихід
вбудованого генератора. Імпульси з виходу генератора старшої схеми
поступають на вхід генератора СОА/G молодшої схеми, і обидва кристали
починають працювати синхронно від генератора старшої схеми);
– встановити на сході СS встановити рівень логічної 1.
Щоб записати у внутрішні регістри нові дані, немає необхідності
скидати обидві схеми, досить, записати дані по черзі у внутрішні регістри
кожної схеми При цьому в останній біт D39 повинен записуватися нуль як для
старшої, так і для молодшої схем.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Потрібно сказати, що деякі типи РК індикаторів незадовільно працюють
при живленні мікросхем драйверів напругою +5 В Проте картина різко
поліпшується при підвищенні напруги живлення до 5,5…6 В. Це зробити
зовсім нескладно, оскільки споживаний драйверами струм дуже малий. У
ланцюг живлення можна включити параметричний стабілізатор напруги ю
основі ТL-431 або навіть, простий резистивний дільник На всіх цифрових
входах драйверів також знадобляться дільники напруги.
Як годинник реального часу застосована мікросхема DS1302 фірми
Dallas. Ця мікросхема має роздільні входи для підключення основного і
резервного джерел живлення, що позбавляє, від проектування досить хитрих
схем переходу на резервне джерело. Крім того, є вбудована схема «точкової»
зарядки резервного джерела живлення, яка може бути включена програмно.
Додатково мікросхема має ОЗП об'ємом 31 байт, який може бути
використаний для незалежного зберігання параметрів з навісних елементів.
Потрібний лише кварцевий резонатор Згідно рекомендаціям фірми потрібний
резонатор, розрахований на ємність навантаження 6 пФ інакше точність ходу
годинника буде незадовільною або навіть з'являться проблеми із запуском
кварцевого генератора Для обміну з мікросхемою DS1302 використовуються
загальні з драйверами РКІ лінії даних. Розділені тільки сигнал CS і RST.
Як датчики температури застосовані мікросхеми цифрових термометрів
DS1821 фірмb Dallas. У ланцюгах даних термометрів включені захисні
ланцюжки R8…R11, VD2…VD9, а в ланцюзі живлення включений
обмежуючий резистор R1 для захисту від короткого замикання. Термометри
встановлюються в різних місцях теплотраси калорифера. Завдяки наявності
заданих програмно порогів, окрім індикації температури здійснюється ще і
контроль її виходу за безпечні межі. Пороги у вигляді констант внесені до
тексту програми. Для першого термометра +105 градусів, а для другого –
четвертого термометрів +80, +75 +50 градусів, відповідно.
Індикацією висушеного виробу є той факт, що на внутрішній поверхні
оснащення фарбувальної камери з'являється невелика електрична провідність
для чого на цю поверхню подається невисока напруга. Для вимірювання
напруги на корпусі фарбувальної камери вбудований простий 8 – розрядний
АЦП на основі вбудованого в мікроконтролер компаратора Для зменшення
впливу перешкод використовується 16 –кратне усереднювання результатів.
На вході АIN1 формуєтеся пилкоподібна напруга, яка порівнюється з
вхідною напругою, яка через дільник R2, R3 поступає на вхід компаратора
АIN0. Ємність С3 знижує вплив перешкод на показання вольтметра.
Пилкоподібна напруга формується на ємності С7 в результаті заряду
стабільним струмом від генератора струму .зібраного на елементах VТ2, VD1,
R13). Перед початком вимірювання конденсатор С7 розряджений за
допомогою відкритого ключа VT3. Коли починаєтеся цикл вимірювання на
порту Р1.5 встановлюється низький логічний рівень, транзистор VT3
закривається і напруга на конденсаторі С7 починає лінійно наростати. В цей
час починається відлік в програмному лічильнику. Відлік йде до тих пір, поки
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
напруга на С7 не стане рівною вхідній (на середній точці дільника R2, R3).
При цьому перемикаєтеся вбудований компаратор, і рахунок забороняється.
Значення, накопичене в лічильнику, буде пропорційне вхідній напрузі.
Застосування генератора струму (а не резистора) дозволило отримати лінійний
закон заряду С7, що виключило необхідність програмної лінеаризації АЦП.
Необхідно відзначити, що конденсатор С7 повинен бути термостабільним,
наприклад, з плівковим діелектриком типу К73-17 або подібний. За
допомогою резистора R13 підбирають струм генератора так, щоб показання
АЦП співпадали з реальним значенням напруги на вході +В. Окрім індикації
напруги здійснюється контроль її падіння нижче порогу 10 В. У разі такого
падіння включаєтеся звукова сигналізація.
Для управління пристроєм застосовуєтеся стандартний ГІЧ – комутатор
SAA 3010 фірми Dallas.
У якості ГIЧ приймача використана інтегральна мікросхема SFN-506
фірми Siemens. Ця мікросхема вельми чутлива до перешкод по ланцюгу
живлення, тому застосований RC фільтр R5-C2.
У разі спрацьовування датчика перевищення температурою
встановленого порогу або підвищення напруги на корпусі формується
звуковий сигнал. Для його формування використана малогабаритна динамічна
головка НА1, яка підключена через транзистор VT1. Звукові сигнали також
формуються при натисненнях на кнопки управління.
Для живлення пристрою використовується інтегральний стабілізатор
DA1 типу 7806 (+6В). Споживаний пристроєм струм дуже невеликий, тому
радіатор для цієї мікросхеми не потрібний.
Оскільки мікросхеми контролера РКІ вимагають невеликої кількості
сигналів для зв'язку з мікроконгролером, індикатор можна виконати
конструктивно в окремому корпусі мінімапьного розміру і розташувати його в
зручному для огляду місці. Дроти датчиків температури можуть мати довжину
декілька метрів. При цьому обов'язково повинен бути присутнім дріт
заземлення та екранування. Для термометрів необхідно використовувати
кабель, який має два дроти в загальному екрані, ізольованому зовні.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
Визначення втрат в системі електропостачання викликаних зниженням
показників якості електричної енергії
В даному розділі будемо розглядати типову задачу по визначенню
величини додаткових втрат, що виникають із-за зниження показників якості
електричної енергії.
Завданням буде визначення додаткової втрати потужності у
високовольтній лінії зі струмом I 200А і опором лінії R 10Ом.
Показниках несиметрії і несинусоїдності (у відносних
одиницях)становлять: u 0,0521, U5 0,0905, U7 0,0736, U11 0,0425,
U13 0,0212.
Відомо, що у випадку зниження рівня якості електричної енергії
відбувається збільшення активного опору струмам вищих гармонік і як
наслідок зростання втрат, а також поява додаткових втрат при виникненні
струмів зворотної послідовності.
Наприклад, для асинхронних двигунів втрати активної потужності
визначають виразом [20]
2 U
2
P к 2,41 2 P , (10.1) а.д ад U ном
2
де – коефіцієнт несиметрії напруг, що дорівнює відношенню напруги U
зворотної послідовності до номінальної; – номер вищої гармоніки; U –
відношення напруги –ї гармоніки до номінальної;P – номінальна активна ном
потужність двигуна; кад – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і
несинусоїдній напрузі.
Значення коефіцієнта кад визначається залежно від потужності двигуна:
до 5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0; більше 100 кВт – від
1,0 до 0,4. Для кожного діапазону визначають сумарну потужність двигунів і
середнє значення кад , а потім кад для сумарної номінальної потужності всіх
асинхронних двигунів за вираом
Р Р Р
к к н1 к н2 к н3ад ад1 ад2 ад3 .
Рн Рн Рн
Втрати, що породжуються несиметрією напруг для синхронних машин
визначають за виразом
Рс.м. к
2
с.м. U Рном , (10.2)
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
де к – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з с.м.
заспокійливою обмоткою к 0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для с.м.
генераторів і синхронних компенсаторів кс.м. 1,856 і 1,31 відповідно).
Втрати, що виникають в синхронних машинах від несинусоїдності
напруги
U2
Рс.м. кс.м. Рном , (10.3)
2
де к дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою с.м.
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і
синхронних компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно.
Втрати від несиметрії і несинусоїдності напруг в силових конденсаторах
ККУ становлять
Р Q tg 2 2
дод ном U U , (10.4)
2
де Q – номінальна реактивна потужність конденсаторної установки;ном
tg – тангенс кута втрат на основній частоті.
Додаткові втрати в трансформаторах, у разі несиметрії напруг і
обумовлені вищими гармоніками, визначають відповідно виразами
Р
Ртр
2 Р м , (10.5) U 0
U
2
кз
2 Р
1 0,052
Ртр Р0 U 0,607 м U
2
, (10.6) 2
2 Uкз 2
де Р , Р – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному 0 м
номінальному режимі; U – напруга к.з., відн. од. кз
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях електропередачі.
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено
пропорційні квадрату напруги). Загальні втрати потужності у разі відхилення
напруги можуть бути визначені за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
2
100
P Pном ,
100 V
де P – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт; ном
V – відхилення напруги від номінального значення, %.
Отже для зменшення втрат в лініях електропередачі доцільно підвищувати
напругу. Для ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти
має місце незначне збільшення втрат, яким можна знехтувати.
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, що викликані
несиметрією і несинусоїдністю, визначають за формулою
P 2 2
л дод 3 І1 3 І2 1,41 І2 R 103 Pл ,
2
де I , I – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності; I – 1 2
діюче значення струму v-ї гармоніки; R – опір фази лінії; P – втрати л
потужності в лінії при проходженні симетричних синусоїдних струмів, кВт.
2 3
Якщо взяти до розрахунку вираз Pл 3 I1 R 10 , то тоді
2 P 3 І 1,41 І2 R 103л дод 2 .
2
Вводячи допущення, що струми зворотної і нульової послідовності
пропорційні відповідним напругам, можна записати
I 2 u I; I U I,
U
де u
2 – коефіцієнт несиметрії напруги; U – напруга зворотної 2
Uном
послідовності; U – відносне значення модуля напруги v-ї гармоніки на
затискачах споживача.
Отже остаточний вираз для обчислення додаткових втрат потужності в
лінії буде
P 3 2 2
2 3
л дод u 1,41 U I R 10 .
2
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Pл дод [3 0,521
2
1,41 ( 5 0,09052 7 0,07362 110,04252 130,02122 )]
1802 12 103 14,7 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий. – 2-е
изд. Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
4. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Самойлик О.В., Курбака Г.В.];
М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2018. – 100 с.
5. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред. ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
6. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
7. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных
предприятий: Учеб. пособ. для вузов, − М. Энергоатомиздат, 1987, - 368 с.
8. 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.
9. Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Первая редакция № 278. –
М.: 2007.
10. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств .
11. Указания по проектированию установок компенсации реактивной
мощности в сетях общего назначения промышленных предприятий. РТМ
36.18.32.6 – 92. ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М.:
1992.
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. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
Ю.Г.Барыбина и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
14. ГОСТ 28249-93. Межгосударственный стандарт. Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках
переменного тока напряжением до 1 кВ. Издательство стандартов, 1994.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
144
15. ГОСТ 13109-97 Межгосударственный стандарт. Нормы качества
электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Издательство стандартов, 1998.
16. ГОСТ 27514-87 Межгосударственный стандарт. Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках
переменного тока напряжением свыше 1 кВ. Издательство стандартов, 1988. –
38 с.
17. Автоматизована система диспетчерського керування (АСДК)
«Стріла». Технічний опис і інструкція по експлуатації. − Тернопіль.
Тернопільське КБ «Стріла».
18. Євтух П.С., Оробчук Б.Я., Рафалюк О.О. Автоматизована система
диспетчерського керування електропостачанням районних електромереж //
Вісник Національного університету «Львівська політехніка». − Львів, 2005. −
№ 615 «Електроенергетичні та електромеханічні системи». − С. 190-194.
19. Черемісін М.М.Економfічні розрахунки в інженерної діяльності (на
прикладах задач електроенергетики): навч. посіб. / М.М.Черемісін, В.І
Романченко. − Х.: Факт, 2006. − 168с.
20. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб. / [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред.О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси, Черкас. держ. технол. ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
21. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник. – Суми:
Видавництво ―Університетська книга‖, 1999.– 301 с.
22. Губський А.І. Цивільна оборона. Підручник для вищих учбових
закладів.– К.: Міністерство освіти, 1995.– 216 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20076 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145