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/4189Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ключка, Костянтин Миколайович | - |
| dc.contributor.author | Тригуб, Владислав Юрійович | - |
| dc.date.accessioned | 2022-10-07T07:11:02Z | - |
| dc.date.available | 2022-10-07T07:11:02Z | - |
| dc.date.issued | 2022-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4189 | - |
| dc.description.abstract | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства по виготовленню комбайнів з гібридною та роторною системами обмолоту. 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 розрахунок згладжувального фільтра випрямного пристрою блоку живлення оперативних кіл релейного захисту. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку вартості монтажу повітряної лінії електропостачання 110 кВ. В розділі з охорони праці проведено модернізацію системи пожежної сигналізації відділу. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | Електропостачання підприємств | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання заводу з виготовлення комбайнів з гібридною та роторною системами обмолоту | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| Тригуб_Ключка.pdf Restricted Access | 2.4 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)
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення комбайнів з гібридною та
роторною системами обмолоту»
(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)
Тригуб Владислав Юрійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ключка К.М. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
ВСТУП
Правильно спроектована система електропостачання промислового
підприємства повинна відповідати ряду вимог, а саме: надійності та
економічності, безпеки та зручності експлуатації, забезпеченню відповідної
належної якості електроенергії тощо. При цьому повинні використовуватися
рішення, що потребують мінімальних витрат кольорових металів.
Основними електроприймачами промислових підприємств і різного роду
установок є електродвигуни, комплексні електроприводи, зварювальні
агрегати, електропечі, електролізні ванни, прилади електричного освітлення,
перетворювальні установки тощо. В інших галузях народного господарства
застосовують такі ж самі електроприймачі, лише змінюється їхнє
співвідношення. Всі ці електроприймачі за ознакою перетворення енергії
можна поділити на чотири основні групи: електропривод; електротехнологічні
установки; електричне освітлення; пристрої керування та оброблення
інформації.
Перші дві групи об'єднують під назвою «силові електроприймачі», вони
споживають значну частину електроенергії. Так, на великих підприємствах
основними електроприймачами є електроприводи, на підприємствах
електронної промисловості та в електрометалургії це електротехнологічні
установки; частка електричного освітлення особливо велика в легкій та
харчовій промисловості, а в повністю автоматизованих виробництвах вона
може бути досить малою. Пристрої керування та оброблення інформації
застосовують не тільки в обчислювальних центрах і на робочих місцях, але й
на всіх рівнях керування виробництвом; у споживанні електроенергії вони
істотної ролі не мають, але виділення їх в окрему групу пов'язано з
особливими вимогами щодо надійності електропостачання та якості
електроенергії.
При проектуванні системи електропостачання як цеху так і всього
підприємства 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 кваліфікаційна робота складається з розрахунково-
пояснювальної записки та графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Відповідно до визначення, системою електропостачання (СЕП),
називають комплекс пристроїв для виробництва, передачі і розподілу
електричної енергії.
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих пунктів (РП), трансформаторних підстанцій (ТП) у цехах. Вона
призначена для здійснення забезпечення вимог виробництва що до постачання
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Роботу по проектуванню системи електропостачання промислових
підприємств слід проводити згідно з [1, 3] та інших нормативних документів
(ДСТУ, IEC (МЕК), відпорідних настанов та рекомендацій).
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляться з
урахуванням наступних основних принципів та підходів [6]:
а) джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії;
б) кількість 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, живлення вторинних ланцюгів не повинно
порушуватися при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних
технологічних потоків;
е) при побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій;
є) всі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням, наявність резервних непрацюючих елементів мережі повинно
бути обґрунтовано;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
ж) потрібно практикувати, як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів, в обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [6].
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Як слідує з [2], електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три окремі типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням до нашої роботи, система електропостачання
промислового підприємства є централізованою.
Проектована нами 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[2].
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.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ [1]. 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 роботі основного
виробництва на час після аварійного режиму;
– електроприймачі, відключення яких приводе 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 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Зазначимо, що поняття «значні збитки народному господарству» слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Відповідно до вихідних даних та завдання на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого ми проектуємо, є завод з
виготовлення комбайнів з гібридною та роторною системами обмолоту.
З точки зору важливості розробки електропостачання заводу, що
випускає саме вказану продукцію, то слід зазначити, що на сьогодні
конструкція комбайна зазнала широкомасштабних змін. Особливо
кардинально змінилася конструкція систем молотарки, у тому числі основної з
них − обмолочувальної. Так, для обмолочування зернової маси ця система
оснащена новими та вдосконалена додатковими новітніми елементами:
зокрема, різнотипними барабанами-прискорювачами, соломосепараторами,
гальмувачами, а також оригінальної конструкції поворотними барабанами
(бітерами), сепарувальними деками та іншими додатковими системами.
Упродовж свого історично короткого технічного розвитку система
обмолочування пройшла етапи інтенсивного розвитку: від барабанної, до
роторної і далі до гібридного типів. Слід зазначити, що барабанна
обмолочувальна система, разом із її перевагами, має також відчутний недолік,
а саме недостатню продуктивність. Саме ця обставина була вагомим
аргументом для її вдосконалення та інтенсивного розвитку. Створені на її
основі роторна та гібридна системи обмолоту зумовили високотехнологічні
процеси обмолочування та сепарування зерна і стрімкий прорив у досягненні
комбайнової продуктивності.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) нашого
підприємства, були враховані вимоги «Настанови технологічного
проектування СЕП промислових підприємств» [3] і рекомендації відповідних
розділів ПУЕ [1].
Склад та структура нашого підприємства містить цехи основного
виробництва, а також допоміжні приміщення та підрозділи.
Під час проектування системи електропостачання, нами було враховано
рельєф місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів
електричної енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних
процесів на підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Місцезнаходження ГПП підприємства було вибрано з врахуванням
положення теоретичного центру електричного навантаження. Також було
враховано переважний напрямок вітру.
Живлення цехів заводу виконується від власної ГПП, що розташована в
точці теоретичного центру електричних навантажень (ЦЕН) заводу
Проектована нами система електропостачання відноситься до системи
електропостачання централізованого типу. Живлення цехових
трансформаторних підстанцій виконано за допомогою кабельних ліній, що
прокладені в підземних кабельних каналах. Серед основного високовольтного
обладнанням підприємства є шістнадцять цехових ТП 10/0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
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.
1.2 Характеристики приймачів електричної енергії цеху
молотильних барабанів і сепараторів
Мережі цехів промислових підприємств використовують напругу до 1
кВ, а найбільш поширеною є трифазна напруга величиною 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, електропостачання якого ми проектуємо, є складовою частиною
типового виробництва комбайнів.
Цех передбачає як виробничі, так і допоміжні та побутові приміщення.
Електропостачання здійснюється від власної КТП. На споживачі живляться
від трьохфазної мережі зміного струму напругою 380 В, та частотою 50 Гц.
Також серед споживачів наявні однофазні, а саме: зварювальнй автомат – 3
шт., установка оксидування сталі − 3 шт. У цеху є освітлювальна мережа. На
території цеху присутнє нормальне середовище, відсутня сильна запиленість
та агресивні домішки у повітрі.
Весь перелік споживачів цеху є споживачами 2 та 3 категорії щодо
надійності електропостачання [6].
Кількість робочих змін у нашому цехові − 2. Розміри ділянки зайнятої
будівлею цеху: 85 × 50 метрів. Висота до стелі − 8 м.
Перекриття цеху складається з металевих поперечних балок, на які
укладені плити перекриття. Стіни цеху поштукатурені і пофарбовані білою
фарбою. Приміщення цеху закрите, опалюване.
Електроживлення споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення.
Відомо, що основними споживачами реактивної потужності
індуктивного характеру на промислових підприємствах є асинхронні двигуни
та трансформатори, а також деякі інші електроприймачі. Негативним фактом є
те, що реактивною потужністю додатково навантажуються живлячі
розподільчі мережі підприємства, відповідно збільшується загальне
споживання електроенергії.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП, що отримує живлення від ГПП
10 кВ. Повна встановлена потужність цеху становить 829,9 кВт.
Освітлювальні установки живлять від мережі 220 В.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Всього споживачів в цеху – 65 одиниць. Перелік обладнання цеху та
його кількість і електричні характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 ‒ Перелік цехового електрообладнання
№,
№, Назва споживача (верстата) Потужність,
позиції К cosφ tgφ
п/п кВт в
на плані
1 2-11 Штампувальна машина 15 0,7 0,85 0,62
2 12-21 Стрічкопильний верстат 11 0,7 0,85 0,62
3 23-30 Електрогільотина 5,5 0,5 0,85 0,62
4 33 Гибочний верстат 2,2 0,35 0,7 1,02
5 31,32 газорізальна машина 7,5 0,5 0,85 0,62
Електроталь
6 62 13 0,35 0,7 1,02
ТВ=60% (ТВ=0,6)
Пристрій для лазерної різки
7 41-46 11 0,7 0,85 0,62
металів
Прес бокових заготовок
8 47-48 22 0,7 0,85 0,62
барабанів
9 49-53 Піч закалки металів 32,2 0,8 0,95 0,33
10 35-40 Фрезерний верстат 18,5 0,7 0,85 0,62
1, 22, 34,
11 Вентилятори 3,0 0,8 0,8 0,75
58-61, 63
* *
Зварювальний автомат 86,5 ; 39,6 ;
12 55-57 * 0,5 0,5 1,73
ТВ=50% (ТВ=0,5) 79,2
Установка оксидування **
13 80-82 2 0,7 0,85 0,62
сталі
*
− повні паспортні потужності кожного однофазного зварювального
**
трансформатора, що ввімкнені на лінійні напруги, кВА; − повні паспортні потужності
кожного автомата контролю якості, що ввімкнені на фазні напруги, кВА.
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.
Групи технологічних установок та іншого обладнання окремі дільниці,
електропостачання яких доцільно виконувати від власних розподільчих
пунктів.
В цеху наявні два тельфери, які задіяні у виробничому процесі.
План цеху та розташування обладнання приводиться на аркуші №5
графічного матеріалу представленої кваліфікаційної роботи.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва металевих рам силових шассі тягачів.
Серед особливостей розташування обладнання у приміщенні цеху є те,
що вимагається достатньо рівномірне освітлення приміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
На території підприємства розміщено: виробничі цехи основного
виробництва, допоміжні цехи, складські приміщення та невиробничі цехи,
котельна, насосна станція, адмінбудівля, їдальня, караульні приміщення та ін.
Живлення кожного з цехів, що належать до 1-ї групи з надійності
електропостачання, виконується двома кабельними лініями 10 кВ. Якщо при
проектуванні цех має двохтрансформаторну підстанцію, то окремий кабель
живить кожен трансформатор. Якщо ж цехова підстанція
одноторансформаторна, то другий кабель 10 кВ є резервним, а резервування
живлення виконано на стороні 0,4 кВ.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних,
тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та
відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 − 1.1.12 ПУЕ [1]. Електроустановки
підприємства, електропостачання якого ми проектуємо, розміщені всередині
будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
1.4 Характеристика джерела живлення
Далі приведемо структуру схеми електропостачання та розподілу
електроенергії нашого підприємства: на території 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).
Такий структурний склад вважається оптимальним та широко
використовується у повсякденній практиці. Кабельні лінії від ГПП проходять
по території підприємства радіальним способом.
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ; потужність КЗ на шинах
районної підстанції SКЗ = 2901 МВА; довжина повітряної лінії Lпл = 7,1 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 431квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального вирішення усього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху [14].
Інформація 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 [14].
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання [14].
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×І . роз×cosφроз
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активній потужності за час
t+Θ
1
PΘ = P t dt .
Θ
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 [14], 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
[14]. 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 електроспоживачів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електроспоживачів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру р , ном рпасп ТВ
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних та трифазних електроприймачів та
остаточний розрахунок по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах [6].
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 [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [6]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами
Рном, у=3×Рном.max ф
або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (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 3Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3Рном.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 3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
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 [6].
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 даних
[6].
Наприклад, для фази а маємо
PS (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;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
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 [6]:
РS 3РS (с) ,
QS 3QS (c) . (2.5)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться: а) перша група − три однофазні зварювальні
автомати, б) друга група – три установки оксидування сталі.
Зварювальні автомати підключені на лінійну напругу мережі − 0,38 кВ,
та мають наступні характеристики: cosφпасп 0,5 ; паспортні потужності яких
відповідно складають: Sпасп.л.1 87 кВА, Sпасп.л.2 40 кВА; Sпасп.л.3 80 кВА;
відносна тривалість вмикання кожного зварювального автомата − ТВ=50%
(ТВ=0,5).
Проведемо необхідні розрахунки для обох груп однофазних споживачів.
Знаходимо номінальні потужності зварювальних автоматів приведених до
ТВ=100%, тоді отримаємо:
Рном, у Sпасп.л ТВ cosпасп ,
Рном, у1 Рав 87 0,5 0,5 30,8кВт,
Рном, у1 Рвс 40 0,5 0,5 14,1кВт,
Рном, у1 Рса 80 0,5 0,5 28,3 кВт.
Навантаження окремих фаз при вмиканні однофазних споживачів на
лінійну напругу визначаються як напівсуми двох плечей, що прилягають до
даної фази [6] і визначаються за виразами:
Р
Р ав
Рас Р, Р ав
Рвс
а в ,
2 2
Рса РР всс .
2
Отримаємо:
30,8 28,3 30,814,1
Ра 29,6 кВт, Рв 22,5 кВт,
2 2
14,1 28,3
Рс 21,2 кВт.
2
Отже отримуємо, що найбільш завантажена фаза
Рном, макс.ф Ра 29,6 кВт.
Нерівномірність навантаження по фазам, по розрахунковому вузлу,
визначається як різниця між активними навантаженнями найбільш та найменш
навантажених фаз з віднесенням її до найменш навантаженої фази за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Рном, макс Рном, мін
Рном, роз ,
Рном, мін
29,6 21,2
Рном, роз 100% 39,6% .
21,2
Отже, умовна (еквівалентна) трифазна номінальна потужність групи з
трьох однофазних зварювальних автоматів, з нерівномірністю навантаження
по фазам – 39,6 %, становитиме
Р(3)ном, у 3 Рном.макс.ф ,
Р(3)ном, у 3 29,6 88,8кВт.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [18].
Однофазні споживачі другої групи (установки оксидуваня сталі)
підключені на фазну напругу мережі – 0,38 кВ (рівномірно, кожна установка
на іншу фазу). Вони мають наступні характеристики: cosφпасп 0,8 ; паспортні
потужності яких складають: Рпасп.ф 2кВА. У нашому випадку отримаємо, що
маємо кількість однофазних ЕП до трьох. Враховуючи рівномірне пофазне
навантаження мережі 0,38 кВ, вирахуємомо умовну трифазну номінальну
потужність Рном у
Рном, у1 3Рном.max ф , Рном, у1=3×2=6 кВт.
Далі робимо остаточний розрахунок, для цього всі електроприймачі
розділяємо на кілька груп (5 груп).
Переважна більшість трифазних електроприймачів працює в
довготривалому режимі, тому їх усталена потужність дорівнює паспортній,
крім тельфера. Його установлена потужність, при тривалості включення ТВ =
60%
Ру, тельф. Рпасп ТВ 13 0,6 10,1 кВт.
Далі, в якості прикладу, проведемо розрахунок для групи споживачів з
параметрами: Кв = 0,8; cos = 0,95; tg = 0,33. Дані по інших групах заносимо
в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Тоді номінальна потужність такої групи складе
Рном 1 5 32,2 161кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Подальші розрахунки проводимо по аналогічно, результати заносимо в
таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
На основі отриманих даних знаходимо групову номінальну
(установлену) потужність цеху
Рном _ цеху 831,1 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність − це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q , (2.1 а) ном qном рном tg
1 1
де tg − паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Для прикладу розрахуємо номінальну реактивну потужність групи
(відповідно до таблиці 2.1)
Qном _1 1610,33 53,1 квар.
Подальші розрахунки проводимо по аналогічно, результати заносимо в
таблицю 2.1(форма Ф 636‒92).
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Kв Pном , що відповідає значенню K p , за
співвідношенням
Pроз K p Kв Pном , (2.2)
де K p f Kв ,ne ,Ta − коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Kв та ефективної кількості електроприймачів пе
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [14] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
− Ta = 10 хв. - для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити;
− Ta = 2,05 хв − для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів;
− Ta ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це вважалося раніше.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
n 1 e . (2.3) n
n p2ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
ne . (2.4)
pном.тах
2 831,1
n 19,1. e
87
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймача визначаємо за довідковими даними [14].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кві
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K 1 . (2.5) в n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кві.
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому, на основі даних
таблиці 2.1, (середньо виважений коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K 1 . (2.6) в.цеху n
Pном.i
1
Kв.цеху 0,72 .
Виходячи з розрахунків коефіцієнт розрахункової потужності для цеху
визначаємо за довідковими даними [14], K p = 0,88.
З урахуванням (2.6), співвідношення (2.2) для визначення розрахункової
активної потужності, на основі даних таблиці 2.1, приймає вид
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
п
P K K P K К P . (2.7) роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху 526,6кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, на основі даних таблиці
2.1, розраховуємо за співвідношенням
Qроз.цеху K p Kв.i Pном.i tg , (2.8) i
i
Qроз.цеху 308,3 квар.
Повна розрахункова потужність S роз. силових електроприймачів
напругою до 1 кВ визначаємо за формулою
S P2 Q2 , (2.9) роз. роз роз
Sроз. 526,6
2 308,32 610,2 кВА.
Результати розрахунків заносимо у табл. 2.1 (636-92 [15]).
В подальших розрахунках будемо додавати до розрахункової активної та
реактивної потужності силових електроприймачів напругою до 1 кВ також і
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
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 такі довідкові дані: тип світильника,
коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H,
площа освітлювального приміщення S.
За типом обраного світильника, площі освітлювального приміщення та
висоті підвісу світильників згідно до [8] визначаємо питому потужність
загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення необхідного
значення норми освітленості.
Цех має такі розміри: А=85м; В=50м; Н=8м. В цеху будемо
використовувати енергоефективні світильники світлодіодного типу ККД=80%.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р mах.ос
розраховуємо згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Рmах.ос =кп×Рп.ос.ф×S
Р макс.ос1,12,7 4250 12,6 кВт,
де кп =1,1 − кофіцієнт попиту освітлення [4];
2
S = 86×45=4250 м – фактична площа цеху;
2
Рп.ос.ф = 2,7 Вт/м − питома фактична потужність освітлювальних установок
[4].
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів [1, 2, 6, 7−15].
Для ламп вибраного типу, максимальна реактивна потужність
Qмакс.ос =Ртах.ос×tgφ0 (2.10)
Q макс.ос12,6 1,7 21,4 квар,
де tgφ = 1,7 – для газорозрядних ламп характеристика освітлення приймається
згідно даних [8] .
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
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:
P0,4цеху =Pроз.цеху +Pроз.ос.цеху = 526,6 + 12,6 = 539,2 кВт, (2.11)
Q0,4цеху =Qроз.цеху +Qроз.ос.цеху = 308,3 + 21,4 = 329,7 квар. (2.12)
Потім визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
SТП = P0,4 цеху +Q0,4 цеху 539,22 329,72 632 кВА.. (2.13)
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 [14].
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [14].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P 0,4 цеху Q0,4 цеху . (2.14) i i
i i
Коефіцієнт одночасності Ко знаходимо з даних наведених у [7] в
залежності від середньовиваженого коефіцієнту використання та кількості
приєднань на шинах ГПП. У нашому випадку він дорівнює Ко=0,9.
Інформація про електричне навантаження інших цехів підприємства
приводяться у таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
SНН ГПП Sпр 0,9 11003,7
2 6879,22 11679,4 кВА.
Отже, в результаті проведених розрахунків з використанням
нормативної методики, встановлено, що приблизна розрахункова потужність в
цілому по підприємству складає Sпр = 11679,4 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії [6].
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.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Із-за наявності 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. В цьому випадку 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
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [6]. 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 з
виготовлення комбайнів з гібридною та роторною системами обмолоту.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r м , (2.18)
m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
2 2
масштаб, кВт/мм , приймаємо 0,5 кВт/мм ).
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Тоді отримаємо
539,2
r 19.
3,14 0,5
Для кожного з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Рм.с. 360× Рa = ; с.м. aо.м. =
м.о. , (2.19)
Рм Рм
де α − величина сектору, градуси.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів:
360 526,6 360 12,6
с.м. 351,6; о.м. 8,4.
539,2 539,2
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.
Теоретичний центр електричних навантажень заводу визначаємо як
точку з координатами Х, Y (м) згідно виразів:
n
(Pм.і хі )
X il ;
n
Рм.і
іl (2.17)
n
(Pм.і yі )
Y il ,
n
Рм.і
іl (2.18)
де хі ,yі − координати навантаження окремих об’єктів заводу, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень заводу (м)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
2629071,1
Х 238,8 м;
11008,2
1780021,7
Y 161,7 м.
11008,2
Отримані дані для точки ЦЕН ми будемо використовувати при виборі
місця розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання [6].
При розташуванні цехової ТП враховують зокрема, наступні вимоги [6]:
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).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє [6]:
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) та у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо. 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Координати ЦЕН цеху по виготовленню металевих бортових кузовів та
напівпричепів:
n n
(Pроз. x )i (Pроз. y )і i i
Х i=1цеху = n ; У
i=1
цеху = , 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 2.4.
Розрахунки проводимо з використанням електронних таблиць Exel.
Далі на основі раніше розрахованих даних з таблиці 2.1, розраховуємо
ЦЕН для нашого цеху
36432,6 11005,1
Х ; цеху = =43,8 м Yцеху = =13,2 м.
831,1 831,1
Щодо доцільності розрахунку точки центру реактивного навантаження,
то він 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 [6]. Якщо на
основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято рішення про
компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати ЦЕН
реактивного навантаження цеху не розраховують [6].
Для нашого випадку, враховуючи, що розміщення ТП в точці
розрахованого ЦЕН буде заважати нормальному технологічному процесу,
допускається певне зміщення положення приміщення ТП в сторону джерела
живлення. Тому ТП буде розміщена в точці де є достатньо місця для неї.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Будемо використовувати, радіальну схему живлення цехів та
відповідних установок, від власної підстанції (ГПП) [10]. Живлення виконано
КЛ, що прокладені під землею, в спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [6, 10]. 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 7,1 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням від одиниць до десятків
мегават, приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції
(ГПП), а також підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП та ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися
не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення
[6].
При виході з ладу однієї з ліній, ті 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 [6]. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні [10].
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції) [10].
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» [9].
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.
Силові трансформатори підстанцій бувають двообмотковими і
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням (РПН).
Двохобмоткові трансформатори виконуються з розщепленою вторинною
обмоткою [9].
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу. В її основі
лежить, найчастіше, одинарна секційна система шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
установок (пристроїв) – КРУ [9, 10].
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючої КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
В якості прикладу на рис. 3.3 наведена електрична схема типової РУ у
складі цехової ТП.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом 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) зі складом як було вказано вище.
Оскільки наше підприємство є окремо розташованим об’єктом і має у
своєму складі споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, то
згідно з ПУЕ (розділ 4.2), ми обираємо тупикову ГПП з напругою високої
сторони 110 кВ та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися
на території підприємства.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Рисунок 3.1 – Типова схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Рисунок 3.2 – Типова схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) найчастіше
використовуються ПЛ. Використання кабельних ліній обмежується випадками
при забрудненій атмосфері та іншими, передбаченими нормативними
документами.
На цьому етапі проектування ми попередньо визначаємо 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 (P0,4 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 ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА (S пр= 11679,4
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
РТ 0,02 11679,4 233,6 кВт; QТ 0,111679,4 1167,9 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
SВН ГПП 0,9 (11003,7 233,6)
2 (6879,21167,9)2 12439,3 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно до
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
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
12439,3
ІрозПЛ = 0,85 27,8 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 [1] (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 [7].
Далі підставимо у вираз (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу провідника ПЛ
27,8
Feк 19,9 мм
2.
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але ми будемо
2
вибирати мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм (за умовою
корони, оскільки відповідно до вимог ПУЕ [1] мінімальний переріз для
2
повітряних ліній 110 кВ повинен становити 70 мм . Обираємо провід марки
АС70. Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо
згідно ПУЕ [1] (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)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
27,81260;
– 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 ;
55,6 = 2 27,8 1 1,25 260 = 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 [1] у
залежності від напруги.
Обраний нами тип та марка провода повністю відповідає
вищенаведеним умовам та режимам роботи. Таким чином, користуючись
проведеними розрахунками, обираємо для ПЛ лінії провід АС-70.
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.
Наведемо характерні особливості ПЛ різного класу напруги.
Для ПЛ 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
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).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U
/
ф
U/ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.6)
де RПЛ r0l 0,336,9 1,98 Ом, ХПЛ х0l 0,2 6,9 1,4 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
о
провідника марки АС−70 r0 = 0,33 Ом/км, х0= 0,2 Ом/км (при 20 С); lл −
довжина лінії, км, lл = 7,1 км ),
cosP / S (11003,7 233,6) /12439,30,9 0,81;
sinQ / S (6879,21167,9) /12439,30,9 0,59 ;
U/ф 27,8 (1,98 0,811,4 0,59) 67,5В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
/ /
напруги в лінії Uф
U/ /ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
U/ /ф 27,8 (1,4 0,811,98 0,59) 0,9В.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU
//
ф (3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX I R) U e
j
p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2 (U/ / 2ф1 ф2 ф ф ) , (3.9)
Uф1 (110000 67,5)
2 (0,9)2 110068 В.
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.11)
Uф 110068 110000 68В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
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 . (3.12)
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
/ PіR Q X P R Q XU U 3 (Ia R I
і
p X)
і і , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Тоді отримаємо
U U/ 3 (27,8 0,811,98 27,6 0,59 1,4) 116,6 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами
[6].
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектній обрахованій проектній потужності (табл. 2.2), складає
116,6
U(%) 100% 0,12%,
110000
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
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 [10].
У п.3.2 було розраховано
Snp(6 ст.) SВН ГПП 12439,3 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ ,
2 0,7
12439,6
SТ 8885,4 кВА.
1,4
По отриманому значенню потужності найбільш доцільно номінальну
потужність трансформатора Sн.тр = 10000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після-
аварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використаємо упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати розрахунковій потужності заводу
Sрозр. Графік навантаження зображено на рис. 4.1.
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2i ti )
1
К i11 , (4.3)
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 / та K / /2 2 .
Підставивши у вираз (4.3) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 7,012 3
К1 0,26.
10 21
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням з двох величин: К2´ та К2´´.
Величину коефіцієнта перевантаження К2´ обчислюємо за виразом
m
(S 2i t )
' 1
i
К2
і1 ,
m
Sн.тр ti
і1 (4.6)
де m − кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження більше номінальної потужності трансформатора, шт.
Далі підставимо у вираз (4.6) відповідні значення та отримаємо
величину коефіцієнту перевантаження трансформатора
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
' 1 7,01
2 3
К2 0,7.
10 3
Величину коефіцієнта перевантаження К2´´ обчислюємо за виразом
0,9 S
'' розрК2 ;
Sн.тр
'' 0,9 11,679
К2 1,05.
10
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´=1,05.
Для трансформатора з масляним охолодженням та примусовою
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол
о
=30 С та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,26 згідно даних [7]
значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,39.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умови
К 2доп К2;
1,391,05.
Отже, остаточно вибираємо на основі проведених розрахунків
трансформатор з номінальною потужністю Sн.тр. = 10000 кВА марки ТДН-
10000/115 У1, що має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 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 [10].
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 [10].
Цю умову можна записати так
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
np(6 ст.).аS , (4.8) номТ
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
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілу електроенергії напругою до 1000 В [13].
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з᾿єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги [13].
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4, 13].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського
призначення рекомендується виконувати від двотрансформаторних
підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів [13].
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
– при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
– при питомої густині навантаження 0,2−0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
– при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Питома густина навантаження визначається за виразом
S
max 2S , кВА/м ,
F
де S 2max − максимальне навантаження цеху, кВА; F − площа цеху, м
s 632 / 4250 0,15
2
кВА/м .
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після аварійному
режимах.
Згідно з [13, 14] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
− якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження Кз = 0,65‒0,7;
− якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинній напрузі Кз = 0,7‒0,8;
− якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії, Кз =
0,9‒0,95;
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
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.
Попередньо оберемо потужність силового трансформатора ТП, що буде
встановлена в нашому цеху
S
S ТПприблТ ,
2 0,7
632
SприблТ 451,4 кВА.
2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 630 кВА, тип ТМЗ-630/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
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 QHK1 QHK2. (4.9) сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
N max (4.10) min N,
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;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
539,2
Nmin 0,86 2.
0,75 630
Економічна кількість трансформа т о рів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [13] 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)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к
ТП
заван.ф
Ne Sном T
632
kзаван.ф 0,5.
2 630
Далі отримаємо
Q 2 2max.Т (2 0,5 630) 539,2 326,2 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13) 0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш 0,4
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 329,7326,2 3,5 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax Q0,4 HK1
Nе Sном 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно з [14]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [14]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 630 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)
QНК2 329,73,50,18 2 630 99,4.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK QHK1 QHK2 3,599,4 102,9 квар.сум
Обираємо конденсаторну установку УКБН-0,38-100-50 У3, в кількості 2
шт., запас може бути використаний в наступний період при розширенні
виробництва).
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 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [2, 4, 6, 7, 10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати [7]:
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
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 [7]:
– 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;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання [7]:
– 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 [7].
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 [11].
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР [19]. Найбільший
економічний ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП
з найбільшим споживанням реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
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 [6]:
– 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 [6].
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення [11].
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].
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 =0,92 );
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
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 = 430 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×6879,2+1167,9-431-3800=3265,7 квар.
Отже, згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два
комплектні високовольтні блоки статичних конденсаторів марки
УКЛ10,51800У3 потужністю QКУ = 1800 квар при номінальній напрузі
живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQКУ = 3600 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
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 [2, 6, 10]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи [10].
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 [10].
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 [10].
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
[10].
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення [10].
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії [10].
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться,
компресорна станція, котельня. Саме припинення електропостачання
обладнання цих структурних одиниць підприємства може привести до
масового браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників
заводу [10].
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 [10].
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 [10].
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 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху по виготовленню металевих
бортових кузовів та напівпричепів. 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 539,2 0,02 2 630 564,4 кВт;
Qмакс10 329,37 0,12 630 455,7 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів, результати вносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№,
Позиція Р
п/п м.Σ 0,4
кВт Qм.Σ0,4 квар Sн.тр кВА Рм.10, кВт Qм.10, квар
1 ТП-2 539,2 329,7 630 564,4 455,7
2 ТП-1 620,3 363,6 1000 640,5 463,6
3 ТП-11 832 481 630 844,6 544
4 ТП-7 178 99,8 250 183,0 124,8
5 ТП-3 867 504 630 880,7 568
6 ТП-9 271 150,9 250 276,0 175,9
7 ТП-6 479 310,1 630 491,6 373,1
8 ТП-4 724 479,9 630 736,6 542,9
9 ТП-5 425,2 249,9 400 433,2 289,9
10 ТП-8 405,6 269,1 400 413,6 309,1
11 ТП-12 662 440,3 1000 682,0 540,3
12 ТП-13 1442 843 1000 1462,0 943
13 ТП-10 1124 743,2 1600 1156,0 903,2
14 ТП-16 872 358,9 630 877 572
15 ТП-14 415 256,4 630 427,6 319,4
16 ТП-15 872 358,9 630 877 572
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-4 розраховуваного цеху Sл(ТП-2) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
Sл(ТП-2) Р
2
макс10 Q
2
макс10 , (5.3)
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-2, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S 2 2л(ТП2) 564,4 455,7 725,4 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-2) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I лл , (5.4)
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
де Uн номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Iл(ТП2) 725,4 / 3 10 41,9А.
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 = 1,5 А/мм .
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-2), по якому
проходить струм Іл(ТП-2) за виразом
Iл(ТП1)
Fек(ТП2) ;
Jек
F 2 ек(ТП2) 41,9 /1,5 28,0 мм .
Для живлення підстанції ТП-2 приймаємо кабель марки АСБГ(3×50) з
2
перерізом жил 50 мм та тривало допустимим струмом Іт.д = 140 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
№, F , Прийнятий
Ділянка кабелю Sл, кВА L
ек
п/п л,
м Iл, A 2 I , А мм т.д кабель
1 ГПП-ТП2 725,4 100 41,9 28,0 140 АСБГ(3×50)
2 ГПП-КУ10 1800 5 104 65 170 АСБГ(3×70)
3 ГПП-ТП1 718,4 35 41,5 25,9 140 АСБГ(3×50)
4 ГПП-ТП3 1047,4 70 60,5 43,2 140 АСБГ(3×50)
5 ГПП-ТП5 521,3 120 30,1 21,5 140 АСБГ(3×50)
6 ГПП-ТП8 516,4 90 29,8 21,3 140 АСБГ(3×50)
7 ГПП-ТП6 570,5 50 32,9 20,6 140 АСБГ(3×50)
8 ГПП-ТП4 915,1 150 52,9 37,8 140 АСБГ(3×50)
9 ГПП-ТП7 221,5 80 12,8 9,1 90 АСБГ(3×25)
10 ГПП-ТП16 943,8 20 54,5 34 110 АСБГ(3×35)
11 ГПП-ТП13 1739,7 130 100,6 71,8 205 АСБГ(3×95)
12 ГПП-ТП14 533,7 60 30,9 22,0 90 АСБГ(3×25)
13 ГПП-ТП15 943,8 20 54,5 34 110 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Продовження таблиці 5.2
14 ГПП-ТП11 1004,6 60 58,1 41,5 140 АСБГ(3×50)
15 ГПП-ТП12 870,1 200 50,3 35,9 110 АСБГ(3×35)
16 ГПП-ТП9 327,3 280 18,9 13,5 70 АСБГ(3×16)
17 ГПП-ТП10 1467,0 50 84,8 60,6 170 АСБГ(3×70)
де КУ10 – конденсаторна установка 10кВ.
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-2) 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 яких прокладено кабель; К1 = 1,05;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,9
Іт.д − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо
41,9140 1,05 0,9; 41,9 132,3.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 I I К К К , (5.6) л т.д 1 2 3
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо
2 41,9140 1,05 0,9 1,25; 83,8165,4.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, і визначається за виразом [6]
U 3 Іл L (r0 cos x0 sin), (5.7)
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×50): r0 = 1,24 Ом/км, x0 = 0,1 Ом/км .
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП−ТП2, за виразами [10]
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
P 564,4 Q 455,7
cos 0,78; sin 0,63.
S 725,4 S 725,4
Підставимо у вираз (5.7) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії
U 3 41,9 0,1 (1,24 0,78 0,10,63) 7,47 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова
7,47 0,05×U ном =50.
Таким чином, вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам
роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму - справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки [12].
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
базисний струм визначаємо за виразом
S
Iб
б .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є [12]:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
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 б , (6.1) c
Sкз
де Sкз потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2901 МВА – з вихідних даних до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc 0,034.
2901
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
Rпл r0пл lл
б ; (6.2)
U 2б1
S
х бпл х0пл lл , (6.3)
U 2б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,46 Ом/км, х0пл = 0,275 Ом/км [7];
lл − довжина лінії, км (довжина лінії lл = 7,1 км – з вихідних даних до
роботи).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл 0,46 7,1 0,025;
1152
100
хпл 0,275 7,1 0,015.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
U S
х к б , (6.4) тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТДН−10000/115 У1 Uк = 10,5;
Sн.тр − номінальна потужність трансформатора – 10 МВА; фактичний
коефіцієнт трансформації
U 115
n ном В 10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП, у відносних одиницях
10,5 100
хтp 1,55.
100 10
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 такого
переходу полягає в заміні окремих елементів схеми їх електричними
еквівалентами, що з’єднані у такій же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих чи
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок КЗ Кі , розраховуємо
початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ і ударний струм iу
Розраховуючи ударний струм, вважають (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі) [12]:
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.
В практичних випадках найчастіше визначають не повний струм КЗ, а
тільки його складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час
вибору параметрів пристроїв РЗА та автоматики є початкове значення
періодичної складової струму КЗ. При виборі провідників та апаратів,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу і таке інше.
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
ZК1 хc хпл R
2
пл ;
2
Z 2К1 0,035 0,15 0,025 0,05 Ом.
Підставивши у вираз (6.5) відповідні значення, ми отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
I кзК1 10 кА.
0,05
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
і (6.6) удК1 2 IкзК1 kудК1,
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
3,14 пл
хcхk плудК1 1 е ;
0,025
3,14
k 1 2,71 0,0350,15удК1 1,32.
Підставивши у вираз (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 2 10 1,32 18,6 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2 , (6.7) кзК2
ZК2
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
де ZК2 повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 хс хпл хтр х 2ш (Rпл Rшл) ;
2
ZК2 0,035 0,0151,55 0,21 (0,025 0,21)
2 1,6 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 3,4.
1,6
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
іудК2 2 I k (6.8) кзК2 удК2;
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R
3,14 пл
Rшл
х х
k 1 е с пл
хтрхш
удК2 ;
0,0250,21
3,14
k 1 2,71 0,0350,0151,550,21удК2 1,6.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 2 3,4 1,6 7,7 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
ZК3 (Х Х Х Х Х Х Х Х )
2
с пл тр ш авт ш авт1 л1 (Rпл Rш Rавт Rш R
2
авт1 Rл1) ;
ZК3 (0,035 0,0151,55 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,025 0,21 0,41 0,211,1 0,06)2 3,1.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 1,8 кА.
3,1
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.10) удК3 кзК3 удК3
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R
3,14 пл
RшRавтRшRавт1Rл1
ХсХ Хk 1 е пл тр
ХшХавтХшХавт1Хл1
удК3 ;
0,0250,210,410,211,10,061
3,14
k 1 2,71 0,0350,0151,550,210,130,210,170,082удК3 1,07.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 2 1,8 1,07 2,7 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 Хавт2 Хл2)
2 (Rпл Rш Rавт R R
2
ш авт2 Rл2) ;
ZК4 (0,035 0,0151,55 0,21 0,13 0,21 0,17 0,07)
2
(0,025 0,21 0,41 0,211,1 0,058)2 3,1.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
5,5
IкзК4 1,7 кА.
3,1
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.12) удК4 кзК4 удК4
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
R R R
3,14 пл ш авт
RшRавт 2Rл 2
ХсХплХтрХшХавтХшХ ХkудК4 1 е
авт 2 л 2 ;
0,0250,210,410,211,10,058
3,14
k 1 2,71 0,0350,0151,550,210,130,210,170,07удК4 1,07.
Далі підставимо у вираз відповідні значення та розрахуємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 2 1,8 1,07 2,7 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка к. з. К1 К2 K3 К4
Z*к, в.о. 0,05 1,62 3,1 3,1
ІКЗ, кА 10,0 3,4 1,8 1,8
іуд, кА 18,6 7,7 2,6 2,7
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), на якій
зображена точка А однофазного КЗ замикання. Далі складаємо схему
заміщення (рис. 6.2) [12].
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 1.4) зі струмом КЗ в точці А.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
Rя 1 R я 2
Т П 1 Т П 2 К3 К4
Т П 1 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
однофазного КЗ
Розрахунок виконхує см 0 о у відхн ло 0с н А и х базхи тс рн 1 и 0 х охд ит р н 2 и 0 ц ях. За базисні умови
приймаємо:
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ; U к 0
базисний струм визначаємо за формулою
S
Iб
б .
3 Uб Ли с т
Відповідно:
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
100
базисний струм І ступКео н пя и : р оI в а л 0,5 кА; Фо р м а т A4 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)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
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
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 30,014 0,042.
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 для
прямої послідовності.
(1)
Потужність однофазного короткого замикання Sк (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1)к k S
(3)
к ; (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.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції
S(1)к 1,5 2901 4351,5 кВА.
(1)
Струм однофазного КЗ Ік (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
(1)
I(1)
S
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
(1) 4351,5Iк 22,87 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco визначаємо з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
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 =0,035 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І 3 15,5
х бс0 х х ; х 0,035 0,035 0,67. с1 с2 с0
І 22,87к
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 хл0)(хтр10 хтр20)
х0 ;
(хс0 хл0) (хтр10 хтр20)
(0,67 0,22)(1,551,55)
х0 0,69.
(0,67 0,22) (1,551,55)
(1)
Струм однофазного КЗ ІкзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
І(1)
3 1 І
б , (6.16) кзА
хрез1 хрез2 х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,035 + 0,22 = 0,255.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5ІкзА 14,01 кА.
0,255 0,255 0,67
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
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 генплані
підприємства [10]. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки [10]. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [10]:
– 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 [2, 10].
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
Також на підстанції є певний склад комутаційної апаратури високої
напруги. До такого складу відносяться роз’єднувачі з заземлюючими ножами,
високовольтні вимикачі, трансформатори струму та вимірювальні
трансформатори напруги, а також розрядники. Використання замість
високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та короткозамикачів, у
складі системи ВДКЗ є небажаним у 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
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.
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
[7].
Отже, проаналізувавши всі, вищевикладені умови, обираємо схему
живлення підприємства від РПС, без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на ГПП вільної потужності на порівнюваних напругах.
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 [6].
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.
Вимикач вважається вибраним правильно, коли каталожні дані
перевищують чи дорівнюють розрахунковим. Аналогічно обираємо
роз’єднувач, за виключенням перевірки на допустимий струм відключення.
Реалізуємо вказаний алгоритм шляхом заповнення таблиць 7.1−7.3 і
порівнянням каталожних даних і розрахункових, тобто умови вибору апаратів
відповідно нашого розрахунку.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,8 А Ін= 2000 А
іуд = 18,6 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 10кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк І
2 t 102t ф 3 300 Вк І
2
тер tтер 31,5
2 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.
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ.
Таблиця 7.2 – Вибір роз᾿єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,8 А Ін= 1000 А
іуд = 18,6 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 10 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки 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 =27,8 А Ін = 100 А
іуд = 18,6 кА Iм.м.ск = 42 кА
Вк І
2
t tф 20
2 31200 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.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
Sном 15 ВА r2ном 1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r , (7.2) 2прил
І2ном
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
0,5
r2прил 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S2Н I
2
2Н (rприл rк )
r . (7.3) пров
I22Н
S I2 22Н 2Н 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
Fпр 0,28 мм
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з мідними и
жилами перерізом 2 1,5 мм , марки МКЕШ (екранований). Приймаємо до
установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1. Для захисту від
грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до установки розрядник типу
РВС-110.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі напругою 10 кВ 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТДН-10000/115 У1становить, А.
Sроз
Ір10 = , 7.5
3 × Uн
11679,4
I max(ввід) 613,7 А.
3 11
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =613,7А Ін = 630 А
іуд = 7,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 3,4 кА Iвідкл = 20 кА
В 2 2к Іt tф 3,4 0,151,73 В І
2 2
к тер tтер 52 0,15 405,6
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630.
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =306,9 А Ін= 630 А
іуд = 7,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int=3,4кА Iвідкл = 20 кА
В 2к Іt tф 3,4
2 3 34,7 2 Вк Ітер tтер 52
2 38112
Sроз / 2
Ір10 = , 7.6
3 × Uн
11679,4 / 2
Iр10 306,9 А.
3 11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
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 =613,7 А Ін =800 А
іуд = 3,4 кА Iм.м.ск = 70 кА
В 2 2 2 2к Іt tф 3,4 2 23,12 Bк=І t tт.с 70 1 4900
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 I А. До трансформаторів 2H 5
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
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл 0,26 Ом,
І 2 22 5
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл 6,5 ВА ,
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
S I 22 Н 2 Н ( rприл rк )
rпров . (7.7)
I 22 Н
6,5 52 (0,26 0,1)
r 0,06 Ом. пров
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр , 7.8
rприл
0,02 7 2
Fпр 2,33 мм .
0,06
Приймаємо згідно ПУЕ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
2
перерізом 2,5 мм
rпров.ф rприл rн 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9) [1]. 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.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10.
Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора
виконаємо в таблиці 7.9.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
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)
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
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
It tф
Fmin
С (7.9)
де tф – фактичний термін дії струмів к.з., А;
Іt – 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 [7]; для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=82.
У якості прикладу визначимо величину мінімального перерізу кабелю
для лінії, що живить ТП-7
2200 0,35
Fmin 16,3мм
2,
80
фактичний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф tзах tвідкл , 7.10
де t – тривалість дії захисту ( 0,2 с); зах
t – тривалість дії вимикача апаратури (0,15 с). відкл
tф 0,2 0,15 0,35 с.
2
Лінія ГПП – ТП7 виконана кабелем перерізом F = 25мм . Цей переріз
більший за допустимий з проведеного розрахунку, 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 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір вибір конкретної схеми та конструктивне виконання цехової
мережі залежить від таких чинників:
− факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування
− режими роботи електроприймачів,
− розміщення їх по території цеху,
− номінальний струм та напруги.
Також 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).
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі, оскільки застосування ПЛ обмежується для живлення окремих
споживачів невеликої потужності і в якості мереж зовнішнього освітлення
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, кожен вид має свою доцільну область застосування.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1) [13], 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 [1].
Що ж до радіальної схеми, то вона має має деякі переваги перед
магістральною, а саме:
− високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні;
− безпеки і надійність роботи;
− при КЗ припиняють роботу один або декілька електроприймачів,
підключених до ушкодженої лінії, решта продовжують роботу.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Усі споживачі можуть позбутися живлення тільки при пошкодженні на
шинах ТП, що є мало ймовірним, із-за достатньої надійності конструкції шаф
комплектної трансформаторної підстанції.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
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. 8.2)
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
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
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 переваг магістральних схем будемо відносити:
− 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, оскільки при
зникненні напруги на магістралі всі приєднані до неї споживачі втрачають
живлення. Застосування ж шинопроводів призведе до збільшення витрат
провідникового матеріалу. В залежності від характеру продукції
підприємства, територіального 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 [1].
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 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів, а також характер роботи використовуваного 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.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
утомлюваність робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [2, 7, 8].
В даній частині роботи вирішуються такі завдання: обираються типи
джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок [8].
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі
[8].
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення [8].
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
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [8].
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників [8].
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки [8].
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 [8]. 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 [8, 13].
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 [8].
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 [8].
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість [8].
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) [8].
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
[8].
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
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% [8].
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 [8].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху: висота
Н=8 м, довжина А=85м, ширина В=50м.
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.
Відповідно до вимог для даного цеху з технологічними установками та
верстатами визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200
лк [7].
Враховуючи висоту приміщення Н = 8 м обираємо для освітлення
світильники з лампами газорозрядного типу. 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 810,5 6,5 м;
де Н − висота приміщення, Н = 8 м; hр − висота розташування робочої
поверхні від рівня підлоги, приймаємо hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами обраного типу, hс = 0,5).
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 85 50
i 4,84.
Hp A B 6,5 85 50
Розраховуємо світильник з КСС типу Д, для якого приймаємо [8]
L
значення відносної відстані 1,6.
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 6,5 м і
величину відносної відстані 1,6 , розраховуємо відстань між світильниками
L
L Hp 1,6 6,510,4м.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами
LB = L = 10,4 м і ширині приміщення В = 50 м
.
В 50
пс.р. 4,81.
L 10,4
Приймаємо найближче більше ціле значення пр = 5.
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 10,4 м і довжині приміщення А = 85 м
A 85
п 9,3 ; с. р.
LB 9,1
А 85
пр 8,2.
LА 10,4
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 9.
Загальна кількість світильників
псв пр пс. р. 5 9 45 .
псв пр пс.р. 9 5 45
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 4,93 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =76%.
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z kФ зП (100 200 85 50 1,11,3) / (45 76) 35540,9 лм,
n в
де Ен − значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк; z − коефіцієнт
нерівномірності освітлення z = 1,1 [7]; kз − коефіцієнт запасу лампи, що
враховує забруднення і старіння лампи в процесі експлуатації kз = 1,3 − для
ламп газорозрядних [7]; ηв − коефіцієнт використання світлового потоку
лампи, що враховує тип світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс,
робочої поверхні ρр й індекс i приміщення, ηв = 76%; п − кількість
світильників, п = 45.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо газорозрядні лампи
підвищеної ефективності зі світловим потоком до Фл = 45000 лм і потужністю
Рл = 270 Вт, та світильник з КСС типу Д та ККД св 0,75 [7, 8]
.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
31986,8 450000,75 42649,1;
31986,8 33750 42649,1.
Умова виконується.
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Р ос Рсв n 2704512,2 кВт.
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо tgφ=1,73.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде дорівнювати
Qос Pa tg 12,2 1,73 21,1 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [8] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 0,4/0,23 кВ змінного струму при заземленій нейтралі і не
вище 230 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 230В,
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 133-230 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 0,4 кВ, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 0,4 кВ, у тому
числі фазна напруга системи 0,69/0,4 кВ з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов [7]:
− 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 0,69/0,4 кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
− нанесення на світильник відміткового знаку з вказівкою
застосовуваної напруги «0,4 кВ» 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
0,4/0,23 кВ, крім світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 230 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) [6].
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В [6].
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)/0,4 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 0,4/0,23 кВ
В або 230/133 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки [6, 8].
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 [8].
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ [1], 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
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 0,4/0,23 кВ складає 80 м, для системи напруг 230/133 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
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).
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення варто
передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
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 (рис. 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 [13].
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
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
n
Рроз кп кдод Рном ,і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ [1] і нормативами наприклад [3] .
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 [13]:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 10
3
Іроз ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Р 3роз 10
Іроз ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 3роз 10 Pроз 10
3
Ipоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos 0,5.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп газорозрядного типу 20
шт., приймаємо симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 3роз 10 12,2 10
3
Іроз 18,2А.
3 Uф cos 3 230 0,98
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×16) з допустимим струмом на повітрі − 70 А [7].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 2 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [7].
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 [7].
Відповідно до [7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а 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
[2].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
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 U cos U sin , a p
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 КЗ трансформатора (%)
визначаються виразами
100 P
Ua
кз ;
Sном.тр
Up U
2
кз U
2
a ,
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 [7].
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, (F = 16мм ).
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
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
Продовження табиці 8.2.
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
(рис. 8.5) моменти відповідно складають:
M1 L P , M2 P1 L1 P2 L1 L2 P3 L1 L2 L3
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 4.8) − від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 Р1 L1,
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
де Р1=1/4·Рроз. ос потужність групового щитка робочого освітлення, L1= 15 м –
відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 12,4 15 46,5 кВт×м.
4
Для ділянки 2 рисунок (4.8) – від шин РУНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 Р1 L1 Р2 (L1 L2) ,
1 12,4
де Р1 Pроз.ос , Р1 3,1 кВт, L0 = 60 м − відстань від ТП до останньої
4 4
освітлювальної магістралі, L = 30 м − довжина магістралі,
Рроз.ос 12,4
Р 0,31 кВт. Тоді М2 3,160 0,31 (6015) 209,3 кВт×м. 2
40 40
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
46,5
Для першої ділянки − U1 0,06 ; а для другої −
46 16
209,3
U2 0,3%.
46 16
Таким чином, вимоги до напруги в най більш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства − має бути не
нижче 97,5 % Uном − виконується зі значним запасом.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицями наведеними у
ПУЕ [1]. Відповідно до цього повинна виконуватися умова
Іроз. ІДОП , ,
де ІДОП − допустимий тривалий струм лінії живлення для даного перерізу
згідно з ПУЕ [1].
Після розрахунку струмів КЗ та вибору автоматичних вимикачів, РП
перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів, струмів
теплових розчіплювачів, що захищають приєднані електроспоживачі.
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;
− 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
реж имів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
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 [10, 13].
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно та узгоджуються між собою.
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 [13].
Необхідно враховувати [13], що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
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 [17]. 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
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 [13].
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 [13].
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 [13].
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.
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного [13, 14].
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 [13].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
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 [13].
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 [14].
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:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках [7]:
– 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 [7]:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
– 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
[1].
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 630
Ip = = =36,4А,
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∙36,4= 72,8 А;
Iп.в. ≥3 Iр, Iп.в.=3∙36,41=109,23 А.
Вибираємо ПКТ 103-10-100-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=100 А; Iн відкл=12,5 кА; m=5 кг.
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-
100-20У3
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, 13] з умов:
2
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ; Fмін=36,41/1,4=26,0 мм ;
Iт.д. ≥100∙1,2; Iт.д. ≥120 А.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×70, для якого − Iт.д=161 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 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 = 0,4 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 3[1].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправочного 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 ном pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р , І , І , I ,
Споживач ном cosφ р max Н . ДОП .Л Марка
кВт А А А
Установка оксидування
* 2 0,9 10,1 16,2 32 АВВГ(3×6)+(1×4)
сталі
Газорізальна машина 7,5 0,85 13,4 16,8 32 АВВГ(3×6)+(1×4)
Прес бокових заготовок
22 0,9 37,2 46,4 60 АВВГ(3×16)+(1×10)
барабанів
Штампувальна машина 15 0,9 25,3 31,7 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
*
Зварювальний автомат 29,3 0,5 154 193,0 271 АВВГ(3×95)+(1×50)
Електрогільотина 5,5 0,85 9,8 12,3 19 АВВГ(4×2,5)
Стрічкопильний верстат 11 0,9 18,6 23,2 27 АВВГ(4×4)
Піч закалки металів 32,2 0,95 51,5 64,4 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Електроталь 13 0,7 29,7 37,2 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Гибочний верстат 2,2 0,7 4,8 6,0 19 АВВГ(4×2,5)
Пристрій для лазерної
11 0,9 18,6 23,2 27 АВВГ(4×4)
різки металів
Фрезерний верстат 18,5 0,9 31,2 39,0 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вентилятор 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
* − однофазні споживачі, переріз живлячого кабелю вибираємо по величині струму
найбільш завантаженої фази.
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
І роз.РП ІН КП ,
де КП − коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку КП обираємо з [13].
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
І роз.РП ІН . ДОП ,
Таблиця 8.4 − Вибір перерізу ввідних кабелів
Назва розподільчого пункту І р.РП , А IН . ДОП , А Марка кабеля
РП1 139 180 ВВГ(3х70)+(1х35)
РП2 147 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
РП3 62 145 ВВГ(3х50)+(1х25)
РП4 178 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Продовження таблиці 8.4
РП5 218 290 2хВВГ(3х50)+(1х25)
РП6 186 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
КУ 152 220 ВВГ(3х95)+(1х70)
ЩО 38 70 АВВГ(4×16)
ЩАО 4 19 АВВГ(4×2,5)
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 [1], застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ [1].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ [1].
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.
Визначаємо розрахунковий струм за формулою
S К
н.т.р з.т
І = ;
р
3 U
н
630 0,78
І = =710,1 А;
р
3 0,4
де Uн = 0,4 кВ; Кз.т = 0,78.
Обираємо вимикач типу ВА88-40 1250/1000, для якого Uн=0,4 кВ,
Ін=1000А.
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5632Iр.с.в= = =456,4А.
3 Uн 3 0,4
Обираємо для встановлення 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ [1], застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ [1].
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
Відповідно до ПУЕ [1], 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 [6].
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у найбільш віддалених потужних
споживачів. Розрахункова схема дя такого випадку зображена на (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Нам необхідно визначити відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2.
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 [6].
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
δ×U =
1 δ×U = Eм - ΔUтр +Uм +ΔU1 сп 5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆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, оскільки 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 ×sinφ0 0 .
У якості прикладу розрахуємо втрати напруги одного зі споживачів у
цеху, а саме прес бокових заготовок барабанів. Його струм споживання
становить Ір=37,2А, переріз живлячої лінії Л2, для нашого випадку, дорівнює
2
16 мм , питомий активний та індуктивний опір: r0=1,98 Ом/км, х0=0,068
Ом/км, Lкл2=28м
ΔU (В) = 3 ×37,2×0,028×1,98×0,85 + 0,068×0,53 = 3,09 В;
л2
3,09
ΔU (%) = 100% 0,77%.
л2 400
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
S
ΔUт =
м ×Uа ×cosφ+ Uр ×sinφ , Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
U = кза ×100% − активна складова напруги КЗ; Sнт
Uр = u
2
кз -U
2
а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз=7600 Вт;
Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА
1 632,0
Sм = S = 316,0 кВА, 2 тп 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
7600
Uа = ×100% =1,21% ; 630000
Uр = 5,5
2 -1,212 4,04% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
316,0
ΔUТ = ×1,21×0,9 + 4,04×0,43 1,43%.
630
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% − 1,43% − 0,77% = 97,8% >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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
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 [13].
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 [13].
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.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою ДСТУ IEC 60909-0:2007. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і не
симетричних КЗ, види яких визначені відповідно ДСТУ IEC 60909-0:2007.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, установок релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно
ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх
розрахунку залежать від вказаних вище цілей
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [12]:
1) початкове 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 [12]:
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
При розрахунках струмів КЗ допускається [12]:
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 [12]:
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 КЗ 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.
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання [12]. 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) [12].
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
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 [12].
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).
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається Uб = Uн , де Uн =10,5кВ ; за базисну потужність
приймається Sб =100МВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
2
РкU
2
2 100P к U
2
r = НН 106 ; x = U - НН
4
т 2 т к
10
S
;
Sнт Sнт нт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
UНН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %.
Для нашого трансформатора ∆Ркз= 7600 Вт; Uк.з.=5,5%; Sтр=630кВА.
Тоді отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
2
7,60,42 6 2 1007,6 0,4
2
r = 10 3,1 мОм ; x = 5,5 - 104т т 13,6 мОм . 6302 630 630
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Рисунок 8.10 − Схема заміщення до розрахункової схеми рис. 8.9
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
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 з [7]:
rQF1 = 0,25 мОм; rQF2 = 0,65 мОм; rQF3 = 2,15 мОм; ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF2 = 0,17 мОм; ХQF3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 к В 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 [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 [7]:
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
rL1 r0 L1;
X L1 x0 L1;
rL2 r0 L2;
X L2 x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1=0,32×16=5,12 мОм; XL1=0,057×16=0,912 мОм;
rL2 =1,54×3=4,62 мОм; XL2 =0,062×3=0,186 мОм.
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 + rQF2+ rKQ+ rKL1+ r КЗ L1
+ rQF3+ rKL2+ rL2 .
r =10 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 +
КЗ
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 29,1 мОм.
Х = Х
КЗ С
+ ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2+ ХL1+ ХQF3+ ХL2 .
Х 0,513,6 0,1 2,7 0,17 0,9121,2 0,186 19,5 мОм.
КЗ
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z 21,9 19,5 =29,3 мОм.
КЗ
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05× 400
ІКЗ(КЗ) = = 8276,8А.
3 × 29,3×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
r rT rK rQF1 r rК 2 K TA
rK rQF 2 rKQ rKL1 rL1 rKL2.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
r 3,11,0 0,251,01,7 0,651,0 0,1 5,12 0,115,01 мОм.
К 2
Х Х
К 2 С
ХT ХQF1 ХTA ХQF 2 Х L1.
Х 0,513,6 0,1 2,7 0,17 0,912 17,98 мОм.
К 2
Повний опір буде рівний
2 2
Z = 15,01 + 17,98 = 23,4 мОм.
К 2
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К 2) = =10362,8А.
3 × 23,4×10-3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r rT rK r r rК1 QF1 K TA
.
r 3,11,0 0,251,01,7 7,05 мОм.
К1
Х ХС ХT Х Х .К1 QF1 TA
Х 0,513,6 0,1 2,7 16,9 мОм.
К1
Повний опір буде рівний
2 2
Z = 7,05 + 16,9 =18,3 мОм.
К1
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К1) = =13250,6А.
3 ×18,3×10-3
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:
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
іа0 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа 0(К1) = 2 ×13250,7 =18739,2 А;
іа 0(К 2) = 2 ×10362,8 =14655,2 А;
іа 0(К3) = 2 ×8276,8 =11705,2 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
T
іat i
a
a0 e , (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
і 2 І К , (8.4) уд п0 уд
tуд
де ТК а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за уд 1 sinK e
x
,і
кривими [12], які визначають значення Куд в залежності від 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
tуд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
х с
К1
х л
R л
К1
х тр
К2 R т р
х ав т
R а в т
х ш
R ш
К2
х ав т 1 х ав т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
R я 1 R я 2
Т П 1 Т П 2 К3 К4
Т П 1 Т П 1 (8.6)
S А к з
х с х л А х тр 1 х тр 2
х с0 х л 0 А х тр 1 0 х тр 2 0
U к 0
Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Ф о р м а т A 4
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [12].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x
(К1) 16,9
x x
(К 2) 17,98 (К 3) 19,5
2,4; 1,2; 0,89.
r 7,05 r 15,01 r 21,9
(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:
і уд(К1) = 2 ×13250,6×1,22 = 22861,8 А;
і уд(К 2) = 2 ×10362,8×1,1=16120,7 А;
і уд(К3) = 2 ×8276,8×1,05 =12290,4 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
ІКЗ , А 13250,6 10362,8 8276,8
іуд , А 22861,8 16120,7 12290,4
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. Оскільки 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
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
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 разі немає потреби у розрахунку однофазного КЗ для подальшої
перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
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.
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 [1].
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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
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 [1]:
− 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 [1]: 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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
№, І , 1,1 І , р р 1,25 I , П Тип І , , Споживач н.АВ
Ін.Т .Р.
п/п А А А апарату А А
1 2 3 4 5
Установка оксидування
1 * 10,1 11,1 80,5 ВА47 – 29 63 16
сталі
2 Газорізальна машина 13,4 14,7 89,2 ВА47 – 29 63 16
Прес бокових заготовок
3 37,2 40,9 112,3 ВА47 – 29 63 50
барабанів
4 Штампувальна машина 25,3 27,8 101,3 ВА47 – 29 63 40
Зварювальний автомат
5 * 154 169,4 367 ВА88 ‒ 35 250 200
установка
6 Електрогільотина 9,8 10,8 25,6 ВА47 – 29 63 16
7 Стрічкопильний верстат 18,6 20,5 68,3 ВА47 – 29 63 25
8
Піч закалки металів 51,5 56,7 145,8 ВА47 – 29 63 63
9 Електроталь 29,7 32,7 125,8 ВА47 – 29 63 40
10 Гибочний верстат 4,8 5,3 22,1 ВА47 – 29 63 10
Пристрій для лазерної
11 18,6 20,5 36,5 ВА47 – 29 63 25
різки металів
12 Фрезерний верстат 31,2 34,3 147,8 ВА47 – 29 63 40
13 Вентилятор 5,7 6,3 30,2 ВА47 – 29 63 10
14 РП – 5 218 239,8 ВА88 – 35 250 250
15 РП – 6 186 204,6 ВА88 – 35 250 200
16 РП – 3 62 68,2 ВА88 – 32 125 80
17 РП – 1 139 152,9 ВА88 ‒ 33 160 160
18 РП – 2 147 161,7 ВА88 – 35 250 200
19 РП – 4 178 195,8 ВА88 – 35 250 200
20 ЩО 37,6 40,9 ВА47 – 29 63 63
21 ЩАО 4 4,4 ВА47 – 29 63 6
22 КУ 152 167,2 ВА88 ‒ 35 250 200
* − однофазні споживачі
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 пресу бокових заготовок барабанів (поз. 3 в
. .
табл. 8.7), що має струм навантаження 37,2 А. Тоді отримаємо: 1 60 > 1 50 =
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
50 А. Аналогічно здійснюємо перевірку КЛ, що подають живлення на інші
споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів к. з., для чого
порівнюється величина струму к. з. в точці де розміщений автоматичний
вимикач 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 = 0,1 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,1+ 0,12 = 0,22 c.
2) усталене значення струму КЗ, І=8276,8 А (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 (рис. 8.4), де
/ / I/ / / I пр п
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005
/ / .
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
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).
8276,8 0,02
Smin 13,4 мм
2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
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 [13].
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ - ΔU1 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].
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Під час розрахункі у п. 8.3.3, було виявлено, що відхилення напруги
знаходяться в допустимих межах і застосування зміни відгалуження у
трансформатора непотрібне.
Якби було навпаки, то, при необхідності, може бути задіяна «добавка»
δUТ, яка створюються цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ
регулюється зміною кількості числа витків трансформаторі, тобто зміною
коефіцієнта трансформації, що обчислюється за співвідношенням
W
U U 22 1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі, %:
−5,0; −2,5; 0; +2,5; +5.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Як трансформаторні підстанції у цехах зазвичай використовуються
комплектні трансформаторні підстанції (КТП) різної модифікації.
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 [2].
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок [2].
В даному проекті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-630-10/0,4-У3.
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.
За силовий трансформатор нашої КТП використовуємо трифазні
двохобмоточні силові трансформатори типів ТМЗ−630−10/0,4.
Трансформатор являє собою масляний трансформатор потужністю
630 КВА, герметичний, з природним охолодженням типу ТМЗ призначений
для перетворення електричної енергії змінного струму однієї напруги в
електричну енергію змінного струму іншої напруги в трифазних мережах
енергосистем, для живлення різноманітних споживачів в мережах змінного
струму частотою 50 Гц.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Захищені знижуючі трифазні трансформатори ТМЗ випускаються
потужністю від 250 до 2500 кВА і призначені для установки на великих
промислових об'єктах і в комплектних трансформаторних підстанціях (КТП)
внутрішньої і зовнішньої установки.
У трансформаторах ТМЗ передбачена можливість регулювання напруги
по п'яти ступенях. Перемикання на інший діапазон напруги проводиться
високовольтним перемикачем в ручному режимі при відключеному від мережі
трансформаторі з боку ВН і НН з діапазоном регулювання ± 2х2,5% від
номінальної напруги.
Конструкція трансформатора ТМЗ-630/10. Масляний трансформатор
ТМЗ − це трифазний масляний трансформатор із захистом масла з природним
охолодженням. Бак трансформатора зварений, прямокутної форми.
Для збільшення поверхні охолодження застосовуються радіатори.
Підйом трансформатора ТМЗ здійснюється за крюки, розташовані під
верхньою кришкою бака. У нижній частині бака є пробка для зливу масла,
пробка для взяття проби, болт заземлення.
Активна частина складається з магнітопровода, виготовленого з
холоднокатаної електротехнічної сталі, обмоток і високовольтного
перемикача. Обмотки трансформаторів алюмінієві.
Введення ВН і НН розташовані на торцевих стінках бака, ізолятори
прохідні фарфорові. При струмі введення 1000 А і вище на струмоведучих
стрижнях кріпляться спеціальні контактні затискачі з лопаткою (контактні
затискачі, прапорці), що забезпечують під'єднання плоскою шини.
На стінці маслоазоторасшірітеля встановлюється маслоуказатель для
контролю рівня масла. На маслоуказателе нанесені три контрольні мітки,
відповідні рівню масла в непрацюючому трансформаторі при різних
температурах.
Азотна подушка, розташована між дзеркалом масла і кришкою
трансформатора, забезпечує захист масла від окислення і компенсує
температурні коливання обсягу масла.
Для вимірювання температури верхніх шарів масла в баку
встановлюються термометрический сигналізатор.
Для контролю внутрішнього тиску і сигналізації про гранично
допустимих величинах тиску встановлюються мановакуумметри.
Для захисту трансформатора встановлюється запобіжна діафрагма або
реле тиску, які спрацьовують при досягненні в баку тиску 0,75 атм і гази
виходять назовні.
Опис РУНН. 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
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
(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),
− 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
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.
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції виробництва ЗАТ «ЧЕАЗ».
Двотрансформаторна КТП має два ввідних пристрої з боку високої
напруги, два силових трансформатори із захисними кожухами та розподільчий
пристрій з боку низької напруги. Крім того, підстанція може мати до двох
вводів від дизельної електростанції. При роботі двотрансформаторних КТП
передбачено автоматичне включення резерву і повернення в нормальний
режим роботи. Якщо КТП обладнана додатковим введенням від дизельної
електростанції (ДЕС), при зникненні напруги на обох вводах включається
даний ввід. Відключення вводу від ДЕС відбувається при появі напруги на
одному з основних вводів.У КТП застосовуються трифазні двохобмотувальні
силові трансформатори ТМЗ, який зображений на рис. 6.1. Розподільний
пристрій низької напруги (РУНН) призначено для прийому і розподілу
електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою
660/380/220 В, в мережах з глухозаземленою нейтраллю, і так само для
управління електроустаткуванням і захисту його від коротких замикань і
перевантажень.
РУНН − пристрої комплектні низьковольтні для розподільних пристроїв
являють собою шафи різної комплектації і габаритів. РУНН виготовляється в
металевих корпусах із застосуванням стаціонарних або викотних
автоматичних вимикачів, стаціонарних роз'єднувачів із запобіжниками.
Можливе виготовлення РУНН з вступними і секційними вимикачами
навантаження і мікропроцесорними блоками захисту.У ввідних шафах РУНН
встановлюються вольтметр для вимірювання лінійної напруги і амперметри
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
для виміру струмів в кожній фазі. Також встановлюються трифазні електронні
лічильники обліку активної, реактивної енергії. У РУНН на лініях
встановлюються трансформатори струму для підключення амперметрів. На
боці низької напруги застосовується схема з однією системою збірних шин,
яка секціонована за допомогою секційного вимикача.
Конструкція РУНН. РУНН конструктивно складається з модульних
елементів і дозволяє монтувати шафи будь-якої конфігурації зі стаціонарними
або висувними блоками. Шафи мають одностороннє або двостороннє
обслуговування, при цьому доступ до органів оперативного управління
здійснюється з фронтальної сторони. Ошиновка введення і збірна шина РУНН
виконуються на струм, рівний номінальному струму силового трансформатора
з коефіцієнтом 1,3 згідно з ГОСТ 14695-80. Шафи РУНН різного призначення
поділяються на:
Шафа ввідна − призначений для підключення силових вводів і передачі
електроенергії на секції і відходячі лінії. Укомплектований пристроями
контролю та вимірювання. Типово РУНН комплектується аналоговими
приладами вольтметром і амперметрами, за запитом можливо комплектування
мікропроцесорним мультиметром (V, A, F, S, P, Q, cosф, гармоніки) з
можливістю передачі даних по цифровому каналу. У шафі може бути зібрана
схема АВР з самоповерненням або без самоповернення у вихідне положення.
Шафа секційна − забезпечує секціонування збірних шин. У шафі може
бути зібрана схема АВР − з самоповерненням або без самоповернення у
вихідне положення.
Шафа фідерних ліній − призначена для підключення і захисту ліній, що
відходять, використовується, як правило, з кабельними шафами. Також
призначений для живлення споживачів, обладнання автоматики, введення
електроенергії від незалежних джерел, розподілу електроенергії.
Допоміжні (різних потреб):
Кабельний шафа - розподільний пристрій низької напруги (РУНН) являє
собою набір шаф;
ШНВ − шафа низьковольтна ввідна;
ШНЛ − шафа низьковольтна фідерних ліній;
ШНС − шафа низьковольтна секційна.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
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.
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. 8.12 наведено зовнішній вигляд комплектної трансформаторної
підстанції внутрішньоцехового розміщення.
Рисунок 8.11 – Зображення типової двотрансформаторної
внутрішньоцехової КТП
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розрахунок згладжувального фільтра випрямного пристрою блоку
живлення оперативних кіл релейного захисту
Для отримання напруги живлення оперативних кіл пристроїв релейного
захисту використовують випрямні схеми зі згладжувальними фільтрами (ЗГ).
ЗГ називаються пристрої, призначені для зменшення змінної складової
випрямленої напруги (пульсацій) до величини, при якій забезпечується
нормальна робота оперативних кіл. Основним параметром згладжувальних
фільтрів є коефіцієнт згладжування, що є відношенням коефіцієнта пульсації на
вході фільтру КП.вх до коефіцієнта пульсації на його виході КП.вих
K
q п.вх (9.1)
К
п.вих
Коефіцієнт пульсації на виході фільтру задається залежно від
призначення і типу живленої схеми. Звичайно він складає соті долі процента:
0,001...0,002 % для попередніх каскадів електронних підсилювачів низької
частоти, задаючих генераторів високої частоти, імпульсних, логічних схем;
0,1...0,5% для однотактного вихідного каскаду підсилювача низької частоти;
0,5...2% для двотактного вихідного каскаду підсилювача низької частоти,
стабілізаторів напруги, анодів електронно-променевої трубки і т.д.
Рисунок 9.1 – Схеми індуктивно-ємнісних фільтрів:
а − Г-подібного; б − П- подібного; в − багатоланкового
Також, крім забезпечення необхідного коефіцієнта згладжування, фільтр
повинен задовольняти наступні додаткові вимоги: втрати напруги в фільтрі
повинні бути мінімальними; фільтр не повинен давати небезпечних для
випрямляючого пристрою викидів струму при включенні; розміри, вага і
вартість фільтра повинні бути невеликим; фільтр повинен мати максимальний
опір для змінної складової струму та мінімальний опір для постійної
складової.
Найбільш розповсюджені схеми згладжувальних фільтрів можна
розділити на такі групи: індуктивно-ємнісні фільтри (типу LC), резистивно-
ємнісні (типу RC) і транзисторні.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Особливістю фільтрів типу LC є незначний спад постійної складової
випрямленої напруги на дроселі, що дає можливість використовувати такі
фільтри в пристроях із порівняно великим струмом навантаження. Вагомим
недоліком їх є велика вага дроселя, а також утворення навколо нього
магнітних полів, які впливають на роботу різноманітних високочутливих
вузлів електронної апаратури.
Розповсюджені схеми індуктивно-ємнісних фільтрів наведені на рис.3.1
Розрахунок фільтрів типу LC зводиться до визначення параметрів
індуктивних і ємнісних елементів, що забезпечують потрібне значення
коефіцієнта згладжування.
В малопотужних випрямлячах при невеликих випрямлених струмах (10-
15мА) замість дроселів фільтра використовують резистори. Недолік фільтрів
типу RC полягає в тому, що на активному опорі резисторів виникають втрати
як змінної, так і постійної складової випрямленої напруги, що при більших
струмах навантаження може привести до різкого зменшення напруги на виході
фільтра і до зниження ККД випрямляча в цілому. Тому резистивно-ємнісні
згладжувальні фільтри використовуються лише в мережах електропостачання,
в яких протікає невеликий струм, електронній апаратурі.
Рисунок 9.2 – Загальний вигляд уніфікованих дроселів
Далі приведемо приклад розрахунку багатоланкового індуктивно-
ємнісного фільтра. Для заданих параметрів фільтра, розрахунок проводимо в
такій послідовності:
1. Знаходимо величину коефіцієнта згладжування q
3
q 3000 ;
0,001
q = 3л 3000 =14,5.
Це означає, що фільтр буде складатися з трьох ланок.
2. Далі визначаємо добуток L1C1 для однієї ланки багатоланкового
фільтра за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
2,5 104 (q 1) 14,51
L C 2,5 1041 1 38,8 мкФ·Гн.
m2 f 2 22 502c
3. Визначивши величину добутку L1C1 , знаходимо величини L1 та C1 .
Обираємо до використання уніфікований дроссель типу Д259 з індуктивністю
L1= 5 Гн. Тоді необхідна ємність буде складати
38,8 38,8
C1 7,8 мкФ.
L1 5
З довідника [777] вибираємо конденсатор К50-35 із номінальною
ємністю C1=8,2 мкФ та з напругою не нижче напруги на виході нашого
фільра. Обираємо конденсатор на напругу 63 В
Остаточна схема згладжувального фільтра зображена на рис. 9.3.
Рисунок 9.3 – Електрична схема спроектованого фільтра
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання 110 кВ
При виборі раціональної схеми зовнішнього електропостачання
підприємства необхідно враховувати категорію споживачів електроенергії,
потужність, що споживається ними, особливості технології виробництва,
кліматичні умови, забрудненість оточуючого середовища та інші фактори [21].
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою
110 кВ і вище призначені для виконання:
− техніко-економічних розрахунків при зіставленні варіантних рішень
вибору схем електричних мереж («схемне проектування»);
− розробки обгрунтувань інвестицій і бізнес-планів;
− оцінки обсягу інвестицій при плануванні нового будівництва, а в
окремих випадках і при здійсненні реконструкції електромережевих об'єктів.
В основу визначення УВП покладені:
− матеріали, узагальнювальні кошторисні розрахунки до проектів кон-
кретних об'єктів;
− вимоги до будівельної і механічної частини електромережевих
об'єктів, які визначені «Правилами побудови електроустановок» 7-го видання;
− «Загальні технічні вимоги до підстанцій 330-750 кВ нового
покоління»; «Загальні технічні вимоги до повітряних ліній електропередач
110-750 кВ нового покоління»;
− ціни, що діють на устаткування і матеріали заводів-поставщиків.
УВП враховують усі витрати на споруду повітряних ліній і підстанцій
по об'єктах виробничого призначення (базисні показники вартості), витрати на
відведення земельної ділянки (вилучення, надання і передача її у власність або
оренду, а також витрати по оренді земельної ділянки в період будівництва)
визначаються у відповідності із земельним законодавством.
Розрахунки УВП мереж зовнішнього електропостачання підприємства
проводимо в наступній послідовності:
− розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання;
− розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції;
− розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних каналів;
− розрахунок вартості встановлення та підключення цехових
підстанцій;
− визначення сумарних капітальних вкладень в будівництво та монтаж
системи зовнішнього електропостачання підприємства.
До початку робіт по споруді повітряних ліній (ПЛ) електропередач
повинні бути виконані наступні роботи: отримані дозволи на ведення робіт по
трасі ПЛЕ, включаючи території лісових масивів і сільськогосподарських
угідь; підготовлені тимчасові приміщення для розміщення монтажних бригад і
ділянок виконробів; організовані тимчасові бази для складування матеріалів;
перевірені стани доріг, мостів і під'їзних шляхів до траси ПЛ, при необхідності
споруджені тимчасові під'їзні дороги; розчищена смуга землі уздовж траси, а в
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
лісовій місцевості влаштовані просіки; здійснений передбачений проектом
знос будівель, що знаходяться на трасі ПЛ або поблизу неї і що
перешкоджають проведеню робіт; виконаний виробничий пікетаж - установка
уздовж траси ПЛЕпікетів, що відзначають майбутні місця установки опор.
Як опорні конструкції ПЛ обираємо анкерно-кутові одноцепні
залізобетонні опори з відтяжками ВЛ 35-220 кВ, які розраховані на
застосування на відкритих рівних або малопересічених ділянках місцевості, в
умовах I-IV ожеледних районів Європи при напору вітру до 0,6 кПа.
Визначимо кількість опор ВЛ 110 кВ
L
Nоп ,
l
де L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 7,1 км.; l – довжина прольоту між опорами; для
опор ВЛ 35-220 кВ за умови захисту одиночних проводів і тросів від вібрації l
= 80 м [17].
7100
Nоп 89 опор.
80
Витрати на придбання даних опор складає
C N , оп оп C1
де С1 – вартість однієї опори ВЛ 35-220 кВ з шістьма ізоляторами; С1 =
10000* грн.
Cоп 89 10000 890000 грн.
Вартість постійного відведення землі приймається з урахуванням
розрахункових значень площі відведення під опори ПЛ і вартості землі.
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛ замість тих, що
вилучаються із сільськогосподарських угідь складає:
Cо.н.з Cн.з S N , оп
2
де Сн.з – вартість 1 м відчужених від сільськогосподарських потреб під
2
установку ПЛ земель; Сн.з = 100 грн/м ; S – площа земельної ділянки,
2
відведеної під кожну опору; S = 1,75 м .
Cо.н.з 100 1,75 89 15575 грн.
В процесі установки опор ПЛ необхідно влаштувати тимчасові бази для
зберігання матеріалів в районі проходження траси ПЛ. Перевезення опор на
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
трасу ПЛ здійснюється спеціальними стволовозами. Розвантаження опор і
барабанів з дротом виконується підйомними кранами. Постачання будівельної
техніки на трасу ПЛ здійснюється своїм ходом.
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в процесі установки
опор знаходиться так
Cтр,хр n1 C , оп
де n1 – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці ПЛ; n1 = 0,45 [21]
Cтр,хр 0,45 890000 400500 грн.
Залізобетонні опори встановлюються без фундаментів. Котловани для
залізобетонних опор розробляються спеціальними буровими машинами.
Діаметр котловану повинен перевищувати нижній діаметр (розмір) стійки
опори на 5...10 см. Розробка котлованів і установка в них опор проводиться
підрядною будівельною організацією [21]: кількість зайнятих людей для цих
робіт: n = 70 люд. для яких продуктивність праці в зміну: П = 28 опор/зміну;
трудомісткість роботи 0,72 люд.-днів; робота машин – 0,21 машино-змін;
вартість підряду: Спод.ч = 110 грн/люд.-днів; Спод.м = 1000* грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на установку опор ПЛ:
N
C оппод n 0,72 C 0,21C ; под.ч под.м
П
89
Cпод 70 0,72 110 0,211000 64347 грн.
28
Укрупнені вартісні показники ПЛ складені з урахуванням використання
сталеалюмінієвих проводів марки АС-70 згідно ПУЕ і знаходяться з виразу
CВЛ C1 L n ,
де С1 – вартість одного погонного метру дроту марки АС-70; С1 = 30*
грн/м; L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 7,1 км.; n – кількість ліній подачі у ПЛ; n = 4
C грн. ВЛ 30 7100 4 852000
Монтаж дротів (тросів) виконується окремо на кожній ділянці ПЛ,
обмеженій двома найближчими анкерними опорами (анкерному прольоті), і
складається з наступних основних операцій: розкочування дротів, включаючи
їх з'єднання і підйом на опори; натягнення дротів з регулюванням стріли
провисання; кріплення дротів до ізоляторів опор.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Монтаж дротів також проводиться підрядною організацією [21]:
кількість зайнятих людей для цих робіт: n = 24 люд. для яких продуктивність
праці в зміну: П = 48 прольотів/зміну; трудомісткість роботи 0,76 люд.-днів;
робота машин – 0,19 машино-змін; вартість підряду: Спод.ч = 500* грн/люд.-
днів; Спод.м = 1000* грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ
N
C опподВЛ n 0,76 Cпод.ч 0,19 C ; под.м
П
89
CподВЛ 24 0,76 500 0,19 1000 25365 грн.
48
Після закінчення всіх монтажних робіт на опори ПЛЕ на висоті 2... 3 м
наносяться наступні знаки: порядкові номери опор; номер ПЛЕ або її умовне
позначення; інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони;
попереджувальні плакати на всіх опорах в населеній місцевості.
При безвідмовній роботі ПЛЕ під навантаженням протягом доби
приймальна комісія оформлює акт передачі ПЛЕ в експлуатацію. Дата
підписання цього акту членами приймальної комісії вважається датою
введення ПЛЕ в експлуатацію. Лінія переходить у ведення замовника,
приймається на баланс експлуатуючою організацією, яка отримує всю
технічну документацію і несе подальшу відповідальність за лінію.
Вартість роботи приймальної комісії [21]: Сп.к = 5000* грн.
Дані по вартості монтажу ПЛЕ наведені в таблиці 10.1.
Таблиця 10.1 – Витрати на монтаж повітряної лінії електропостачання
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на придбання залізобетонних опор, Соп 890000
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛЕ,
15575
Со.н.з
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в
400500
процесі установки опор, Стр, хр
Вартість підряду на установку опор ПЛЕ, Спод 64347
Витрати на придбання сталеалюмінієвих дротів марки АС-
852000
70, СВЛ
Вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ, СподВЛ 25365
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 5000
Разом 2252787
*Примітка: умовна сума.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий. – 2-е
изд. Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
3. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
4. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред. ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
5. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
6. 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.
7. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
Ю.Г.Барыбина и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 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. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
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. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
14. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
15. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
136
[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.
16. 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.
17. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20077 53/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137