Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4190| Назва: | Електропостачання підприємства по виготовленню електронно-вакуумних НВЧ приладів |
| Автори: | Ключка, Костянтин Миколайович Тьопенко, Віталій Олександрович |
| Ключові слова: | Електропостачання підприємств;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Дата публікації: | чер-2022 |
| Короткий огляд (реферат): | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства по виготовленню електронно-вакуумних НВЧ приладів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. В індивідуальному завданні проведено розробку релейного захисту КУ 10 кВ. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання про розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж підприємства. В розділі з охорони праці проведено розробку системи захисного заземлення. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4190 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| Тьопенко_Ключка.pdf Restricted Access | 2.4 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
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 підприємства по виготовленню електронно-
вакуумних НВЧ приладів»
(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)
Тьопенко Віталій Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Ключка К.М. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
ВСТУП
Раціонально спроектована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
Важливою складовою енергетичного комплексу є електроенергетика,
без якої неможливо уявити роботу будь-якого підприємства.
Проектування систем електропостачання полягає в розробці
комплексної документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування,
розрахунки, креслення, схеми та пояснювальну записку.
В ході проектування проводиться аналіз потужності електроспоживачів,
їх категорїйність на напруги на якій вони працюють, а також їх розташування.
В результаті аналізу визначаються групи приймачів електроенергії та
намічається попередній варіант структурної схеми електропостачання. Далі в
проекті вирішується задача оптимального варіанту вибору електричної мережі
та їх технічні і економічні показники.
Наступним кроком є встановлення технічних параметрів при виборі
конкретного електроустаткування. На цьому етапі проектування проводиться
загальна розробка взаємозв’язків конструктивної частини, кабельних трас,
технології монтажу, процесу керування тощо. За даними, одержаними на
цьому етапі проводяться розрахунки з визначенням параметрів системи
електропостачання та робиться вибір обладнання релейного захисту та
автоматики.
Завершенням проекту є вибір обладнання і техніко-економічні
розрахунки з контролю правильності та якості прийнятих рішень.
Змістом навчального проектування є пояснювальна записка та
креслення. До пояснювальної записки входять короткі обґрунтування
ухвалених рішень, потрібні розрахунки, схема СЕП, графіки електричних
навантажень, схеми захисту ліній та підходу, до електричної підстанції від
напруги, спеціальна частина, економічна частина та розділ охорони праці на
підприємстві електропостачання котрого ми проектуємо.
Представлена кваліфікаційна робота складається з розрахунково-
пояснювальної записки та графічної частини.
Метою даної випускної кваліфікаційної роботи бакалавра є розрахунок
та вибір сучасних елементів системи електропостачання підприємства у
відповідності з вимогами ЕСКД та інших вимог та стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проектуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1, 2, 5, 6, 10, 11, 14−16] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необгрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необгрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [3]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Наше підприємство, електропостачання якого ми проектуємо,
займається виробництвом електронно-вакуумних приладів для роботи в
надвисокочастотному діапазоні хвиль (ЕВП НВЧ).
Загальні підходи до виготовлення ЕВП НВЧ (далі просто ЕВП).
Конкретні ЕВП відрізняються великою різноманітністю їхнього улаштування.
Водночас у всіх ЕВП є, як правило, загальні елементи. У зв'язку зі згаданою
великою різноманітністю ЕВП реалізуються численні різновиди їх технологій
виготовлення.
У загальному вигляді технологію будь-яких ЕВП можна розбити на три
основні етапи:
1. Виготовлення деталей (вузлів) ЕВП;
2. Складання ЕВП;
3. Забезпечення заданих властивостей ЕВП;
Перший етап включає в себе виготовлення простих або складних
катодів, сіток, анодів; екранів, газопоглиначів (гетерів), скляних, металевих
або керамічних оболонок, допоміжних деталей − ізоляторів, кріпильних
деталей (скобок; перемичок; гачків; пружин, гвинтів, гайок); цоколів,
ковпачків тощо.
Виготовлення зазначених деталей відбуваються, як правило, у дві стадії.
Спочатку здійснюють формування деталей; а потім обробку їх поверхні, що
включає знежирення, травлення, промивання та сушіння, а також нанесення
тих чи інших покриттів. Частина цих деталей перед складання ЕВП збирають
в окремі вузли шляхом зварювання, паяння або механічного кріплення.
Другий етап складається зазвичай зі збирання арматури, заварювання
арматури в балон, газовідкачування приладу.
Третій етап складається з тренування ЕВП та їх випробувань.
Виготовлення металевих деталей ЕВП НВЧ. Всі вихідні матеріали
постачають у вигляді листа (стрічки, смуги). Для виготовлення деталей з
листового матеріалу основним методом є холодне листове штампування. З її
допомогою виготовляють сітку та ряд допоміжних деталей ЕВП. Листове
штампування відрізняється високою продуктивністю, точністю і однорідністю
виробів, легкістю автоматизації і знаходить від цього дуже широке
застосування в технології виготовлення деталей ЕВП.
Для виготовлення деталей із дроту застосовують спіралізацію, рубку на
відрізки потрібної довжини та згинання у разі потреби. Цими методами
отримують спіралі прямонакальних катодів, підігрівачі катодів непрямого
накалювання, пружини внутрішньої арматури, виводи, струмопідводи та деякі
інші деталі.
Для виготовлення ж деталей порівняно великого перерізу, коли
застосування штампування недоцільно, застосовують обробку різанням, а
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
саме: точіння, свердління, розгортання, фрезерування, шліфування та інші
його різновиди. Цю технологію застосовують для виготовлення анодів
потужних приладів, тримачів, ковпачків, спеціальних цоколів, штирків та
інших деталей.
Для отримання деталей, що мають малі отвори, пази зі складним
контуром, особливо з важких металів і сплавів, застосовуються
електроіскрове, анодно-механічне; електронно-променеве, світлове (лазерне)
зварювання та різання і інші електрофізичні; електрохімічні методи обробки.
Металеві деталі приладів доводиться, як правило, збирати в ті чи інші
вузли. З'єднання деталей здійснюють за допомогою зварювання. Зварювання є
основним способом з'єднання деталей в ЕВП. При виробництві ЕВП
застосовують більшість відомих методів зварювання. Більше ніж 90% всіх
з'єднань в ЕВП виконують за допомогою контактного електрозварювання
(точкового, роликового або шовного і стикового).
Масивні деталі з'єднують за допомогою аргоно-дугового зварювання.
Також застосовуються методи газозварювання, холодне дифузійне
зварювання, світлове (лазерне) та ін.
Також в технологіях виробництва широко використовуються різні види
паяння металів.
В представленій кваліфікаційній роботі буде розглянуто
електропостачання цеху по виготовленню металічних частин та спаїв метал-
скло ЕВП.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по
виготовленню металічних частин та спаїв метал-скло
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 0,38 кВ). На вибір схеми, конструктивне
виконання цехових мереж впливають такі фактори, як ступінь надійності
приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по території цеху,
номінальні струми і напруги.
Даний цех є складовою частиною типового високотехнологічного
виробництва електронно-вакуумних приладів НВЧ. Цех випускає металічні
частини та частини, що являють собою спаї метали-скло.
Наш цех має виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі, кількістю в 42
шт., живляться від трьохфазної мережі зміного струму напругою 0,38 кВ, та
частотою 50 Гц. Також серед електроприймачів присутні шість одиниць
пристроїв з однофазного (двофазного) живленняя (три одиниці – установка
нанесення покриттів, а також три одиниці – багатофункціональний
зварювальний автомат. Повна установлена потужність цеху становить
731,1 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 – Перелік використаного цехового обладнання
№
№ Назва споживача Кількість, позиції Потужність,
к cosφ tgφ
п/п (верстата) шт. на кВт в
плані
Однофазні електроприймачі
Багатофункціональний
3 3 14,1 0,17 0,65 1,77
зварювальний автомат
Установка нанесення
3 13 54 0,75 0,9 0,33
покриттів
Силові трифазні електроприймачі напругою 0,38 кВ
Прес холодного
1 5 6 12 0,16 0,6 1,33
штампування
2 Паяльна станція 2 7 18 0,16 0,6 1,33
3 Розгортальний верстат 1 8 9,5 0,17 0,65 1,17
4 Настроювальний центр 2 9 4,8 0,16 0,6 1,33
Верстат для спіралізації
5 2 10 12,2 0,16 0,6 1,33
дроту
6 Підйомник 3 14 30 0,1 0,5 1,73
7 Вентилятор 3 2 4,5 0,6 0,8 0,75
8 Верстат шліфувальний 3 4 27 0,16 0,65 1,77
Установка контролю
9 12 5 8,5 0,17 0,65 1,17
параметрів виробів
10 Рубочна машина 2 12 28 0,7 0,95 0,33
11 Індукційна установка 1 11 45 0,75 0,95 0,33
Розмір приміщення цеху: А х В = 48м×33м. Всі приміщення,
одноповерхові висотою 6 м.
Проектом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води. Освітлювальні установки живлять
від мережі 220 В. КТП живиться від ГПП 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних РП.
При проектуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
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. Серед особливостей розташування обладнання у приміщенні цеху є
те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення приміщення.
План цеху та розташування обладнання приводиться на листі 5
графічної частини роботи.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва підпиємства по виготовленню електронно-вакуумних НВЧ
приладів.
Живлення цехів заводу виконується від ГПП, що розташована в точці
теоретичного навантаження підприємства. Проектована СЕП відноситься до
системи електропостачання централізованого типу. Живлення цехових
трансформаторних підстанцій виконано за допомогою кабельних ліній, що
прокладені в підземних кабельних каналах. Основними високовольтними
споживачами є вісім трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по ПЛ. Така схема
живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні ремонтно-
налагоджувальні характеристики.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
На території підприємства, крім основних виробничих цехів, також
знаходяться допоміжні будівлі (адміністративно-проектна будівля, котельня,
ГПП, склад, майданчик автомобілів, контрольно-пропускний пункт,
водонапірна башта та ін.
У відповідності з практикою проектування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Структура підприємства включає цехи основного виробництва, та
допоміжні приміщення та підрозділи.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
заводу. Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох
незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: 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).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до
найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2050 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 70 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 110 квар, 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 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ t=
Θ
I t ×dt ,
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення t T , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I t .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφ . роз
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
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 [6], 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
[5]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = р , пасп× ТВ
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
р . у, ТВ= рпасп× ТВ
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1) ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3×Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ×А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 ×Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Рном, у = 3×Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних
[7].
Наприклад, для фази а маємо
P S(a) = Кв×Рав×r(ав)а + Кв×Рac×r(аc)а + Кв×Рао ;
Q S(a) = Кв×Рав×q(ав)а + Кв×Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
К в, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
РS = 3×РS(с) , QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться такі споживачі: багатофункціональний зварювальний
автомат та установка нанесення покриттів.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,38 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
cosφпасп 0,65 ; Рпасп.ф 14,1кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,38 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики: cosφпасп 0,75 ; паспортні потужності яких складають:
Рпасп.ф 54кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,38 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо: для першої групи
Рном, у1 = 3×Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3×14,1= 42,3 кВт,
для другої групи
Рном, у2 = 3×Рном.max ф .
Рном, у2 = 3×54 =162 кВт.
Далі всі електроприймачі розділяємо на 6 груп за ознакою коефіцієнта
використання.
Так, наприклад, для групи з кв = 0,6; обчислимо та отримаємо
Рном (к = 0,6) = 3×4,5 =13,5 кВт. в
Далі обчилюємо для наступних граф таблиці 2.1(форма Ф 636‒92).
KB ∙ Pном1 = 0,6 ∙ 13,5 = 8,1 кВт.
KB ∙ Pном1 ∙ tgφ = 0,6 ∙ 13,5 ∙ 0,75 = 6,1 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Аналогічні розрахунки для інших груп ЕП і зносимо таблицю 2.1.
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 731,1 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q q р tg (2.6) ном ном ном
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Для групи з кв = 0,6; отримаємо
Qном 1 13,5 0,75 10,13 квар.
Далі аналогічно для інших груп.
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Qном цеху 167,8 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Kв Pном , що відповідає значенню Kp , за
співвідношенням
Pроз Kp Kв Pном , (2.7)
де Kp 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.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne n , (2.8)
n p2ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
2 pном
ne , (2.9)
pном.mах
2 731,1
ne 27.
54
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [13].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K 1 , (2.10) в n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K 1 , (2.11) в.цеху n
Pном.i
1
271,8
Kв.цеху 0,37.
734,6
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [13] − К р = 1.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
P K K P K К P , (2.12) роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху = 271,8 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху 190,3 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
S 2 2 , роз. Pроз Qроз
Sроз. 271,8
2 190,32 331,8 кВА.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [4].
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок Рп. оc. ф використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. Габаритні розміри нашого цеху становлять:
А=48м; В=33м; Н=6м. В цеху використовуються лампи типу ДРЛ.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р mах.ос
визначмо згідно виразу
Рmах.ос =кп×Рп.ос.ф×S
Р mах.ос126,5 1584 41976 кВт, (2.12)
де кп =1 − кофіцієнт попиту освітлення;
2
S = 48×33=1584 м – фактична площа приміщення;
2
Рп.ос.ф = 26,5 Вт/м − питома фактична потужність освітлювальних
установок, визначається за джерелом [8].
Остаточно отримаємо
Р роз.ос 0,9 41976 37,8 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Для обраних ламп максимальна реактивна потужність
Q = Р tg (2.13) роз.ос роз.ос 0
Q роз.ос 37,8 0,2 7,6 квар,
де tgφ = 0,2 для обраних ламп, згідно даних [8] .
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р +Р , кВт ;
0,38цеху роз.цеху осв
Р = 271,8+37,8309,6кВт ;
0,38цеху
Q = Q +Q , квар ;
0,38цеху роз.цеху осв
Q =190,3+7,6 =197,9 квар.
0,38цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження S на шинах ТП
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП Р0,38 цеху Q0,38 цеху
,
SТП 309,6
2 197,92 367,4кВА.
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 .
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [13].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P 0,4 цехуi Q0,4 цеху . i
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
SНН ГПП Sпр 0,95 4501
2 46112 6121 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [5, 13]. 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 по
виготовленню металічних частин та славів метал-скло.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
2 2
масштаб, кВт/мм (приймаємо згідно потужності цеху – 0,5 кВт/мм ).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
309,6
r 13,9 мм.
3,14 0,5
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Р
a = м.с. ; (2.15) с.м.
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16) о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 271,8
с.м. 316
0;
309,6
360 37,8
о.м. 44
0.
309,6
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.
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
n
(Pм.і х і )
X il ; (2.17)
n
Рм.і
іl
n
(Pм.і yі )
Y il , (2.18)
n
Рм.і
іl
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
499611 304326
Х 111м; Y 66 м.
4501 4465,4
Ці значення будемо використовувати при виборі місця розташування
ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в, або поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Координати ЦЕН цеху обраховуємо по формулах
n n
(Pроз. x ) (Pроз. y )і i i i
Х = i=1 ; У = i=1 , ЦЕН n ЦЕН n
Pроз. Pі роз.i
i=1 i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносимо у
таблицю 2.4.
Таблиця 2.4 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
X X
№ Найменування P ЦЕН ЦЕНном,і хі Рном,і хі yі Рном,i yі
1 Вентилятор 4,5 84 378 5 22,5
2 Вентилятор 4,5 146 657 5 22,5
3 Вентилятор 4,5 204 918 5 22,5
Багато-
функціональний
4 14,1 70 980 85 1190
зварювальний
автомат
Багато-
функціональний
5 14,1 100 1400 85 1190
зварювальний
автомат
Багато-
функціональний
6 14,1 130 1820 85 1190
зварювальний
автомат
Верстат
7 27 160 4320 85 2295
шліфувальний
Верстат
8 27 190 5130 85 2295
шліфувальний
Верстат
9 27 210 5670 85 2295
шліфувальний
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Продовження таблиці 2.4
Установка
контролю
10 8,5 70 595 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
11 8,5 70 595 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
12 8,5 100 850 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
13 8,5 100 850 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
14 8,5 130 1105 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
15 8,5 130 1105 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
16 8,5 160 1360 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
17 8,5 160 1360 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
18 8,5 190 1615 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
19 8,5 190 1615 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
20 8,5 210 1785 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
21 8,5 210 1785 55 467,5
параметрів
виробів
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Продовження таблиці 2.4
Прес холодого
22 12 70 840 115 1380
штампування
Прес холодого
23 12 100 1200 115 1380
штампування
Прес холодого
24 12 130 1560 115 1380
штампування
Прес холодого
25 12 160 1920 115 1380
штампування
Прес холодого
26 12 190 2280 115 1380
штампування
Паяльна
27 18 70 1260 145 2610
станція
Паяльна
28 18 100 1800 145 2610
станція
Розгортальний
29 9,5 210 1995 115 1092,5
верстат
Настроюваль-
30 4 ,8 130 624 145 696
ний центр
Настроюваль-
31 4,8 160 768 145 696
ний центр
Верстат для
32 спіралізації 12,2 190 2318 145 1769
дроту
Верстат для
33 спіралізації 12,2 210 2562 145 1769
дроту
Індукційна
34 45 40 1800 125 5625
установка
Рубочна
35 28 40 1120 83 2324
машина
Рубочна
36 28 40 1120 22 616
машина
Установка
37 нанесення 54 15 825 22 1210
покриттів
Установка
38 нанесення 54 15 825 83 4653
покриттів
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Продовження таблиці 2.4
Установка
39 нанесення 54 15 825 125 6875
покриттів
40 Підйомник 30 50 1500 40 1200
41 Підйомник 30 50 1500 70 2100
42 Підйомник 30 50 1500 100 3000
Разом 734,6 16199 12681 22,07 17,29
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таб. 2.4,
розраховуємо ЦЕН:
16199 12681
Х ЦЕН 22,1 м; ; YЦЕН 17,3 м..
734,6 734,6
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Так як в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[3, 5, 13]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею,
в спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [13]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 70 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [7].
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [7, 13].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А‖ підстанції 35/6 кВ
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ 220330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н‖ підстанції 110/10 кВ
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q Q ) 0,4 цеху і T , (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= 6080
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
ΔРтр 0,02 6121122,4 кВт;
ΔQтр=0,1×6121=612 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
SВН ГПП Sрозр 0,95 (4501122,4)
2 (4611 612)2 6626,6 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ = Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
6626,6
ІрозПЛ = 0,95 16,5А.
2 3 110
2
Переріз лінії живлення Fек (мм ) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F , (3.3) eк
Jек
2
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм ;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
2
А/мм .
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
16,5
Feк 11,8 мм
2.
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
2
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм (за умовою корони [1]
2
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм ), марки АС70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
16,51260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 16,5 1 1,25 260,
33 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
/ /
поперечної складової U вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U
/
ф
U/ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.6)
де R r0l 0,329 70 23,0 Ом,
Х х0l 0,195 70 13,6 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 70 км ),
P 4501122,4 Q 4611 612
cos 0,7; sin 0,79.
S 6626,6 S 6626,6
U/ф 16,5 (23,0 0,7 13,6 0,79) 442,9В.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф
U/ /ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
U/ /ф 16,5 (13,6 0,69 23,0 0,79) 142,7В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U //ф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф (3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U / 2 // 2ф1 ф2 Uф) (Uф ) , (3.9)
U (110000 442,9)2ф1 (142,7)
2 110,51 кВ.
Uф Uф1 Uф2 . (3.11)
Uф 110510 110000 510В.
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
/ P R Q X P R Q XU U 3 (Ia R Ip X)
і і 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 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Тоді отримаємо
U U/ 3 (16,50,7 23,016,5 0,79 13,6) 766,3 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектній обрахованій проектній потужності (табл. 2.2), складає
766,3
U(%) 100 0,7%.
110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.13), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 7610 кВА з п. 2.5).
Тоді отримаємо
РТ 0,02 6626,6 132,5 кВт;
QТ 0,16626,6 662,7 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом (див. п. 3.2)
Snp(6 ст.) SВН ГПП 6626,6 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ ,
2 0,7
6626,2
Sтр 4733 кВА.
2 0,7
По отриманому значенню потужності попередньо вибираємо номінальну
потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
S, кВА
7000
Sм =6626,6 кВА
6500 Sн.тр =6300 кВА 6626,6
6000
5957
5500
5295
5000
4500 4762
4633
4000
3971 3971
3500
3309
3000
2500
2647 2647 2647
2000
1986 1986
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t , год
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2i ti )
1
К i11 , (4.5)
S nном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
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 .
Далі у (4.5) відповідні значення, отримаємо величину коефіцієнту
початкового завантаження трансформатора
((2,652 1) (1,992 1) (1,992 2) (2,652 1) (4,762 1) (5,962 2) (4,632 3)
1 (3,982 3) (5,32 2) (3,982 3) (3,312 1) (2,652 1))
К1 0,6
6,3 (11 2 11 2 3 3 2 311)
Величина K /2 обчислюється за формулою
m
(S2i ti )
/ 1К i12 , (4.6)
S mном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
' 1 (6,63
2 3)
К2 1,06.
6,3 3
Величина K / /2 визначається за виразом
0,9×Sрозр 0,9×6,63
К ''= ; К ''2 2 = =0,95.
Sн.тр 6,3
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,06.
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць [13] визначаємо допустиме систематичне
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
перевантаження К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2; 1,31,06.
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=6300 кВА; марки ТМН 6300/110 У1 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=11 кВ, Ік.з. – 1%, втрати х. х. – 11кВт, втрати к. з. – 44кВт.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
SномТ , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Обидві умови виконуються з великим запасом.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК 2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
S 367,4
S ТПприблТ 262,4 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.9) сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
Nmin
max N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
309,6
Nmin 0,97 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів 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)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к
ТП
заван.ф
Ne Sном T
309,6
kз.ф 0,39.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т (2 0,44 400)
2 309,62 168,7 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13) 0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
потрібно
QHK1 197,9168,7 29,2 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax QHK1 Nе Sном Т , (4.14) 0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК2 197,9 29,20,18 2 400 24,7.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів, за
виразом (4.9), складе
QHK 29,2 24,7 53,9 квар. сум
Обираємо конденсаторну установку КРМ-0,4-30-2,5 на 30 квар, в
кількості 2 шт.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
даного району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із
допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [2].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [5, 6, 7, 10, 11].
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.
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.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів. Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В
на ТП або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається
лише в тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за
умовами пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
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 [10, 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)
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
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;
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 = 115 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×4501+662,7-110-1510=3183,6 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКЛ10,51800У1
потужністю QБСК = 1800 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 3600 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 7, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного
джерела живлення 0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Розрахунок проведемо на прикладі цеху гідравлічних насосів та
електромоторів. За розрахункову потужність кожного трансформатора
приймаємо максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10
(кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат
потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4.
Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з
достатньою для практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10%
повної максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
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 309,6 0,02 2 400 325,6 кВт;
Qмакс10 197,9 0,12 400 277,9 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція Рм.Σ 0,4 кВт Qм.Σ0,4 квар Sн.тр кВА Рм.10, кВт Qм.10, квар
1 2 3 4 5 6
ТП-1 309,6 197,9 2×400 325,7 255,4
ТП-2 1611,2 1543,3 2×1600 1643,2 1703,3
ТП-3 719,7 808,8 2×1000 739,7 908,8
ТП-4 386,2 459,1 2×400 394,2 499,1
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Продовження таблиці 5.1
ТП-5 804,9 958,5 2×1000 829,4 1058,5
ТП-6 365 322,5 2×400 373 362,5
ТП-7 304,4 320,9 2×400 312,4 360,9
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
S Р 2 Q 2 , (5.3) л(ТП1) макс10 макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
Sл(ТП-1) 325,6
2 277,92 428,1 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I л , (5.4) л
3 Uн
де Uн номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
428,1
I л(ТП1) 24,7А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
2
складе – Jек = 1,6 А/мм .
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Iл(ТП1)
Fек(ТП1) ;
Jек
23,9
F 2 ек(ТП4) 14,9 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
2
перерізом жил 25 мм та тривалодопустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, Іл, Ідоп,
2
Sл ,кВА Прийнята F, мм
кабелю м А А
ГПП–ТП1 428,1 140 24,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП2 2366,7 110 136,8 205 АСБГ(3×95)
ГПП–ТП3 1171,8 100 67,7 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 636,0 240 36,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП5 1344,7 175 77,7 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 520,1 305 30,1 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 477,3 190 27,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП–КУ10 1800 10 104,0 205 АСБГ(3×95)
де КУ10 – ємнісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
Іл Іт.д К1 К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
24,7 75 1,04 0,87;
24,7 67,9.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 24,7 75 1,04 0,87 1,25; 49,484,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U 3 І L (r cos x sin), (5.8) л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,2 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 325,6 Q 277,9
cos 0,76; sin 0,65.
S 428,1 S 428,1
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U 3 24,7 0,035 (0,2 0,76 0,92 0,65) 1,12 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
1,12 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [12]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проектування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Будемо проводити розрахунок відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015.
Згідно з цією настановою параметри елементів схем заміщення можуть бути
визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з приведенням
значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
базисний струм визначаємо за формулою:
S
I б . б
3 Uб
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
Відповідно отримаємо:
100
базисний струм І ступеня: I б1 0,5 кА;
3 115
100
базисний струм ІІ ступеня: Iб2 5,5 кА.
3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
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 де Sкз = 2050 МВА – з вихідних даних.
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc 0,05.
2050
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R бпл r0пл lл ; (6.2)
U 2б1
S
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 = 0,33 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 70 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 0,33 70 0,17;
1152
100
хпл 0,195 70 0,1.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U S
хтp
к б , (6.4)
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Uном В 115n 10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
хтp 1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [16] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I б1кзК1 , (6.5)
ZК1
де ZК1 повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 хc х
2
пл Rпл ;
2
ZК1 0,05 0,1 0,17
2 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
і (6.6) удК1 2 IкзК1 kудК1,
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
3,14 пл
х х
k c плудК1 1 е ;
0,17
3,14
k 1 2,71 0,050,1удК1 1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 2 2,17 1,4 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2 , (6.7) кзК2
ZК2
де ZК2 повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
Z 2К2 хс хпл хтр хш (Rпл Rшл) ;
2
ZК2 0,05 0,11,67 0,21 (0,17 0,21)
2 2,06 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
I кзК2 2,67 кА.
2,06
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.8) удК2 кзК2 удК2
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R
3,14 пл
Rшл
х
k 1 е с
хплхтрхш
удК2 ;
0,170,21
3,14
k 1 2,71 0,050,11,670,21удК2 1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 2 2,67 1,68 6,32 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I б2 , (6.9) кзК3
ZК3
де ZК3 повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 (Хс Хпл Хтр Хш Хавт Хш Х
2 2
авт1 Хл1) (Rпл Rш Rавт Rш Rавт1 Rл1) ;
ZК3 (0,05 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,21 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,061)2 3,41.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 1,62 кА.
3,41
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і 2 I (6.10) удК3 кзК3 kудК3;
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
RплRшR3,14 авт
RшRавт1Rл1
Х Х
k 1 е с пл
ХтрХшХавтХшХавт1Хл1
удК3 ;
0,170,210,410,211,10,061
3,14
k 1 2,71 0,050,11,670,210,130,210,170,082удК3 1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 2 1,62 1,09 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
IкзК4
б2 , (6.11)
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 Х
2
ш Хавт2 Хл2) (Rпл Rш Rавт R
2
ш Rавт2 Rл2) ;
ZК4 (0,05 0,11,67 0,21 0,13 0,21 0,17 0,082)
2
(0,17 0,21 0,41 0,211,1 0,063)2 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
і 2 I k ; (6.12) удК4 кзК4 удК4
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
R R R
3,14 пл ш авт
RшRавт 2Rл 2
ХсХплХk 1 е тр
ХшХавтХшХавт 2Хл 2
удК4 ;
0,170,210,410,211,10,063
3,14
k 1 2,71 0,050,11,670,210,130,210,170,082удК4 1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
і удК4 2 1,611,15 2,47 кА.
х с
Результати розрахуКн1 к і в заносимо до таблиці 6.1.
х л
Таблиця 6.1 − Струми короткого замиканRн л я в СЕП
К1
Точка короткого
К1 К2 х т р K3 К4
замикання
К2 Rт р Z*к, в.о. 0,23 2,06 3,41 3,42
ІКЗ, кА 2,17 2
х,6 а в7 т 1,62 1,61
іуд, кА 4,28 6R,3 а в2 т 2,48 2,47
х ш
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
Rш
110 кВ К2
х а в т 1 х а в т 2
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницяКх3 . Д ля розКр4а х у нкової сRх ае в тм 1 и (рисуRн ао в т к2 6 .2), що містить точку
А однофазного короткого замикання, складха яє 1 м о схемух яз 2 а м іщення (рис. 6.2).
Для розрахунку струму однофазногRо замиканняя 1 R я 2 на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
Т П 1 Т П 2 К3 К4
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканням в точці А.
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
х с 0 о днохф л 0 а А з н огхо т рК 1 0 З х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
U к 0
приймаємо:
базисна потужність Sб = 100 МВА;
базисна напруга Uб1 = 115 кВ; 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 Фо р м а т A4
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
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
базисний струм визначаємо за формулою
S
Iб
б .
3 Uб
Відповідно:
100
базисний струм І ступеня: I б1 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 n хпл; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 30,1 0,3.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
(1)
Потужність однофазного короткого замикання Sк (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1)к k S
(3)
к ; (6.14)
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
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 (кВА)
S(1)к 1,5 2050 3075 кВА.
(1)
Струм однофазного КЗ Ік (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
S(1)
I(1) кк , (6.14)
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) 3075Iк 16,15 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)к 3 1 , (6.15)
Іб хс1 хс2 хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 хс2 хс , ( хс 0,05 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х бс0 х с1 хс2;
Ік
3 15,5
хс0 0,05 0,05 1,03.
15,74
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
(хс0 хл0)(хтр10 хтр20)
х0 ;
(хс0 хл0) (хтр10 хтр20)
(1,03 0,3)(1,67 1,67)
х0 0,82.
(1,03 0,3) (1,67 1,67)
(1)
Струм однофазного КЗ ІкзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 ІІ б , (6.16) кзА
хрез1 хрез2 х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,05 + 0,1 = 0,15.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
3 15,5
І(1)кзА 27,5 кА.
0,15 0,15 0,3
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
100
5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35110 кВ і 1,62 для ПЛ 220330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [7].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Каталожні дані вимикача Умови вибору
Розрахункові дані
ВГТ-110-40/2500 У1
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ Uн Uном
Іmах = 34,6 А Іном = 2500 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд Ім.м.ск
In.t = 2,17 кА Iвідкл. = 40 кА Іn.t Івідкл
Вк І
2 2
t tф 4,28 0,05 0,92 В І
2 t 672 к m m 0,05 224,4 В І
2
к Т tT
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на проміжку часу
tm, кА;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка виділяється в
апараті під час дії струмів КЗ;
Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Каталожні дані роз’єднувача Умови вибору
Розрахункові дані
РДЗ-2-110Б/1000 У1
Uн = 110 кВ Uном =110 кВ Uн Uном
Іmах = 34,6 А Іном = 1000 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд Ім.м.ск
Int = 2,17 кА Iвідкл. = 31,5 кА Іn.t Івідкл
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.3
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =16,4 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
Вк І
2
t tф 4,77
2 3 68,26 Вк І
2 2
тер tтер 42 310584
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
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 є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/1250
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1А Ін = 1250 А
іуд = 3,32 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА
Int= 2,67 кА Iвідкл. = 31,5 кА
В 2к Іt tф 3,32
2 0,12 1,32 Вк І
2
m tm 31,5
2 0,12 109
Sроз
Ір10 = , 7.2
3 × Uн
6626,6
Ір10 = = 348,2 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/630
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =159,6 А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск. = 20 кА
Int= 1,91кА Iвідкл. = 20 кА
В 2 2 2 2к Іt tф 3,7 3 41,07 Вк Іm tm 20 0,12 48
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Sроз / 2
Ір10 = , 7.3
3 × Uн
6626,6 / 2
Ір10 = =174,1 A.
3 ×11
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані трансформатора
струму ТОЛ-10 (800/5)
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1 А Ін = 800 А
іуд = 6,32 кА Iд = 14,8 кА
В І 2 t 3,72к t ф 2 27,38 Вк І
2
m tm 14,8
2 0,12 26,2
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 5А. До трансформаторів 2H
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
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)
Продовження таблиці 7.8
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt tф
Fmin , 7.9
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [12]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
2470 0,2
F 2min =13,3мм ,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф tзах tвідкл , 7.10
де t – тривалість дії захисту, с; зах
t – тривалість дії вимикача апаратури, с. відкл
tф 0,08 0,12.
2
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм . Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів для
розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
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
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
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.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [4, 5, 8, 17].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху: висота
H 6 м; довжина А 48 м; ширина В 33 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [8]: коефіцієнт відбиття від
стелі п 50%; коефіцієнт відбиття від стін с 10%; коефіцієнт відбиття від
робочої поверхні р.п 10%; розряд зорової роботи — вищої точності.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [5].
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ. Для освітлення приміщення можливо
використання світильників з кривими сили світла різних типів. Для даного
приміщення обираємо світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp H hp hc 610,5 4,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м; hр − висота розташування робочої
поверхні від рівня підлоги, приймаємо hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2
м [8]); hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м
(рекомендовано для світильників з лампами типу ДРЛ — hс = 0,5).
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 49 32
i 4,3.
Hp A B 4,5 49 32
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані 1,5 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані 1,5 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L Hp 1,5 4,5 6,75 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 32 м
В 32
пр 5 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 49 м
A 49
п . с.р. 8
LB 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Загальна кількість світильників
псв пр пс.р. 5 8 40 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [8].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z kз 100 200 48 33 1,11,3ФП 13169,3 лм,
n в 40 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк; z —
коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [8]; kз — коефіцієнт запасу
лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в процесі експлуатації kз =
1,3 — для ламп ДРЛ [8]; ηв — коефіцієнт використання світлового потоку
лампи, що враховує тип світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс,
робочої поверхні ρр й індекс i приміщення , ηв = 86%; п — кількість
світильників, п = 40.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо газорозрядні лампи,
потужністю 0,92 кВт, зі світловим потоком Фл = 18000 лм, св 0,8
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 13169,318000 0,81,2 13169,3;
11852,412694,215803,2 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå Рл n 94040 37,6 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
BLB np 1
lB 0,3 LB ;
2
2 0,3 LB BLB np 1;
B 0,6 L B LB np 1 LB 0,6 np 1 LB np 0,4;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
B 32
LB 4,8 м.
np 0,4 7 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB 0,3LB 0,3 4,81,45 м.
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А LА nсв.p 1
lА 0,3 LА ;
2
2 0,3 LА А L А nсв.p 1;
А 0,6 LА LА nсв.p 1 L А 0,6 nсв.p 1 LА nсв.p 0,4;
А 49
LА 4,22 м.
nсв.p 0,4 12 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА 0,3LА 0,34,22 1,26 м.
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − tgφ=0,2.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос = 37,6×0,2 7,52 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 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище
220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/380 В;
− нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою
частиною аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела
живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою
(але не особливо небезпечних).
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В
або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз кп Рном ,і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
0 0
повітря і землі, що складають відповідно +25 С та +15 С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3роз 10
Іроз ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Рроз 10
3
Іроз ;
2 U cos ф
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
Pроз 10
3 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 0,9 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 103 37,8 103роз
Іроз 63,6 А.
3 Uф cos 3 220 0,9
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×35) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить близько 10%
від загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 6 А, обираємо
алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим
струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до вимог, пруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, – не нижча
95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10 % Uном ,
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм Uхх Uтр Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
Umin – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cos Up sin ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз ; U U 2 U 2a , p кз a
Sном.тр
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз , Uкз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M1 = L×P ,
M2 = P1×L1+ P2×L1+ L2 + P3×L1+ L2+ L3
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 Р1 L1,
1
Р P
де 1 роз.ос4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 11 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 36,8 11101,2 кВт×м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 Р1 L1 Р2 (L1 L2) ,
1 36,8
де Р1 Pроз.ос Р1 9,2 кВт, L1+L2 = 42 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 31 м – довжина магістралі
Рроз.ос 37,8
Р2 0,95 кВт.
40 40
Отже отримаємо
М2 9,2 11 0,95 (3112,5) 142,5 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U .
C F
Для першої ділянки
101,2
U1 0,09 %
46 25
Для другої ділянки
141,2
U2 0,12 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5% Uном , таким чином умови
виконуються з достатнім 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
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
− 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 .
Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву та
захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 2 по міді або 25 мм по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр; Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А;
Iп.в. ≥3 Iр; Iп.в.=3∙23,1=69,3 А.
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Iн.в. ≥ Iр, Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3.
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе,
2
де jе= 1,4 А/мм .
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ;
2
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм ; Iт.д. ≥80∙1,2; Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,38 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене
за формулою
P
Ipоз =
ном , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
ІН.ДОП.Л Ітах 1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I номpоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ або 0,22 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Рн, І , Споживач cosφ Ір, А Іmax , А
н.доп.л Марка
кВт А
Індукційна установка 45 0,95 72,1 77,1 90 АВВГ(4х35)
Рубочна машина 28 0,95 44,8 56 65 АВВГ(4х16)
Установка нанесення покриттів 54 0,9 93 115,6 135 АВВГ(4х50)
Вентилятор 4,5 0,8 8,5 10,7 19 АВВГ(4х2,5)
Багатофункціональний
14,1 0,65 56,7 70,9 90 АВВГ(4х35)
зварювальний автомат
Верстат шліфувальний 27 0,65 63,2 79 90 АВВГ(4х35)
Установка контролю параметрів
8,5 0,65 19,9 24,9 27 АВВГ(4х4)
виробів
Прес холодного штампування 12 0,6 30,4 38 42 АВВГ(4х10)
Паяльна станція 18 0,6 45,6 57 65 АВВГ(4х16)
Розгортальний верстат 9,5 0,65 22,2 27,8 32 АВВГ(4х6)
Настроювальний центр 4,8 0,6 12,2 15,2 19 АВВГ(4х2,5)
Верстат для спіралізації дроту 12,2 0,6 30,9 38,7 42 АВВГ(4х10)
Підйомник 30 0,5 91,3 114,1 135 АВВГ(4х50)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
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
Іроз.РП ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку приймаємо КП =0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП І р.РП , А IН . ДОП , А Марка
1 2 3 4
РП1 137,5 200 АВВГ(4х95)
РП2 130 200 АВВГ(4х95)
РП3 108,2 135 АВВГ(4х50)
РП4 127,4 200 АВВГ(4х95)
РП5 151,3 200 АВВГ(4х95)
РП6 136,7 200 АВВГ(4х95)
РП7 244 390 АВВГ(3х185)+(1х95)
РП8 371,7 390 АВВГ(3х185)+(1х95)
Конденсаторна установка 47,7 65 АВВГ(4х16)
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5367,4Iр.с.в= = =279,4А.
3 Uн 3 0,38
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-37 400/400, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=400А.
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 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
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.
Розрахунок електричної мережі за втратами напруги. Згідно ПУЕ, для
силових мереж відхилення напруги від номінальної має становити не більше
5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових підприємств і
громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то
перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм - ΔUтр +Uм +ΔUсп 5 , 1
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(%) ,
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення; ∆Uт (%) – додаток, що
створюється цеховим трансформатором; ∑∆U (%) – сума втрат напруги від
джерела живлення до розрахункової точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×r ×cosφ+ x ×sinφ . 0 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху по виготовленню металічних частин та спаїв метал-скло – розгортального
верстату, що живиться лінією, для якої розрахунковий струм становить
2
Ір=22,2А, а переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6 мм . Характеристики лінії:
питомий активний та індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×22,2×0,04×0,58×0,65+0,6×1,17=1,69В ; л2
1,69
ΔU (%) = 100% 0,44%.
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU = мт ×Uа ×cosφ+ U ×sinφ , S рнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
Uа =
кз ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Uр = u
2
кз -U
2
а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,43
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
1 367,4
Sм = Sтп =183,7 кВА. 2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ; U = 4,5
2 -1,382 4,3% .
400000 р
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
183,7
ΔUТ = ×1,38×0,74 + 4,3×0,67 1,79%.
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
100% +5 %−1,79 % − 0,44% = 102,77% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U
2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ. На цьому етапі
доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних комплектних
установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо. РП встановлюється так, щоб ширина проходів
обслуговування була не менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до
електроустаткування повинні бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ.
В якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11, в нашому
випадку таким РП буде − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Будемо проводити розрахунок відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015.
Згідно з цією настановою параметри елементів схем заміщення можуть бути
визначені в іменованих одиницях, або у відносних одиницях з приведенням
значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов.
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.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі (шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
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=0,5 мОм
[13].
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.
Розрахунок будемо вести в іменованих одиницях. На схемі заміщення
позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого замикання: К1,
К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. Активний та індуктивний опір
силових трансформаторів у міліомах, приведений до ступеня низької напруги
мережі розраховують за формулами:
2 2Р U 2
r = к НН 6
100P U
т 10 ; xт = U
2 - к ННк 10
4
S2 нт Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА; Рк – втрати КЗ в
трансформаторі, кВт; UНН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги
трансформатора, кВ; uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r = 106т 5,5 мОм ; 4002
2 2
x = 4,52
1005,5 0,4 4
т - 10 17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [13] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK rKQ 1,0 мОм;
rKL1 rKL2 0,1 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
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 додатку [13]:
rQF1 0,25 мОм; rQF 2 0,65 мОм; rQF 3 2,15 мОм;
ХQF1 0,1 мОм; ХQF 2 0,17 мОм; ХQF 3 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [13]
rTA 1,7 мОм; ХTA 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в додатку
2 [13]:
rL1 r0 L1; 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; X L1 0,057 16 0,912 мОм;
rL2 1,54 3 4,62 мОм; X L2 0,062 3 0,186 мОм.
Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ. Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також
схемю заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r .
КЗ T K QF1 K TA K QF2 KQ KL1 L1 QF3 KL2 L2
r 5,51,0 0,251,0 1,7 1,0 0,651,0 0,15,12
КЗ
0,1 2,15 0,1 4,62 24,2 мОм.
Х = ХС+ Х КЗ T
+ ХQF1+ ХTA + ХQF2+ ХL1+ ХQF3+ ХL2 .
Х 0,517,1 0,1 2,7 0,17 0,9121,2 0,186 22,8 мОм.
КЗ
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z 24,2 22,8 =33,3 мОм.
КЗ
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05×380
ІКЗ(КЗ) = = 6906А.
3 ×33,3×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r .
К 2 T K QF1 K TA K QF2 KQ KL1 L1 KL2
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1=17,4 мОм.
К 2
Х = Х + Х + Х + Х + Х
К 2 С T QF1 TA QF2
+ ХL1.
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,1 мОм.
К 2
Повний опір буде рівний:
2 2
Z = 17,4 + 21,5 = 27,6 мОм.
К 2
Струм короткого замикання в точці К2
1,05×380
ІКЗ(К 2) = = 8328А.
3 × 27,6×10-3
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r = r
К1 T
+ rK + rQF1+ rK + rTA .
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
К1
Х = Х + Х + Х + Х .
К1 С T QF1 TA
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
К1
Повний опір буде рівний
2 2
Z = 9,5 + 20,4 = 22,5 мОм.
К1
Струм короткого замикання в точці К2
1,05×380
ІКЗ(К1) = =10249А.
3 × 22,5×10-3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ. Найбільше початкове
значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в загальному випадку вважають
рівним амплітуді періодичної складової струму в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) 2 10249 14450 А; іа0(К 2) 2 8328 11746 А;
іа0(К 3) 2 6906 9737 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
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
x
Ta
,
r
(8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
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 sin e K
кривими рисунка 1 [12], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
к – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к arctg
; (8.5)
r
tуд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2
tуд 0,01
K . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [13].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x
(К1) 20,4
x x
(К 2) 21,5 (К 3) 22,9
2,2; 1,2; 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Куд(К1) 1,22; Куд(К 2) 1,1; Куд(К3) 1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) 2 10249 1,22 17630 А,іуд(К 2) 2 8328 1,112927 А,
іуд(К 3) 2 6906 1,05 10224 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 10249 8328 6906
іуд , А 17630 12297 10224
Розрахунок струму однофазного КЗ.
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатора. Оскільки нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, то все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматичними вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані
на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до
струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким
чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у
даному розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на
стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи: збільшення струму внаслідок перевантаження; збільшення
струму в момент пуску або самозапуску двигунів; збільшення струму
внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
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.
Вибір апаратів захисту. Місця встановлення та розташування апаратів
захисту регламентуються гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки. Як апарати захисту мають
застосовуватись автоматичні вимикачі або запобіжники. На сучасних
підприємствах найбільш поширені досконалі автоматичні вимикачі, які мають
очевидні переваги. При виборі автоматичного вимикача необхідно
орієнтуватись на тип ВА, які відповідають ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів: номінальна напруга
вимикача не повинна бути нижче напруги мережі; відключаючи здатність
повинна бути розрахована на максимальні струми КЗ, що протікають по
елементу, який захищається; номінальний струм розчіплювача повинен бути
не менше найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало
протікає по елементу, який захищається
Іном.розч. Іроз.
Автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,11,3)Іроз .
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,251,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1 ∙ І , 1,25·І Тип І
Найменування обладнання р р п Н.В.А.
, ІН.Т.Р.,
А А А апарату А А
Верстат шліфувальний 63,2 69,5 395 ВА47 – 100 100 80
Установка контролю
19,9 21,9 124,4 ВА47 – 29 63 25
параметрів виробів
Розгортальний верстат 22,2 24,4 138,8 ВА47 – 29 63 32
Рубочна машина 44,8 49,3 280 ВА47 – 100 100 50
Вентилятор 8,5 9,4 53,1 ВА47 – 29 63 10
Багатофункціональний
56,7 62,3 288 ВА88 – 33 160 63
зварювальний автомат
Прес холодного штампування 30,4 33,4 190 ВА47 – 29 63 40
Установка нанесення покриттів 93 102,3 306,9 ВА88 – 33 160 125
Міні-кран 91,3 100,4 401,2 ВА88 – 33 160 125
Паяльна станція 45,6 50,2 285 ВА47 – 100 100 63
Верстат для спіралізації дроту 30,9 34 193,1 ВА47 – 29 63 40
Індукційна установка 72,1 79,3 450,6 ВА47 – 100 100 80
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Продовження таблиці 8.7
Настроювальний центр 12,2 13,4 76,3 ВА47 – 29 63 16
КУ 47,7 52,5 333,9 ВА88-33 160 63
РП1 137,5 151,3 962,5 ВА88-33 160 160
РП2 130 143 910 ВА88-33 160 160
РП3 108,2 119 757,4 ВА88-33 160 125
РП4 127,4 140,1 891,8 ВА88-33 160 160
РП5 151,3 166,4 1059 ВА88-35 250 200
РП6 136,7 150,4 956,9 ВА88-33 160 160
РП7 244 268,4 1708 ВА88-37 400 315
РП8 271,7 298,9 1902 ВА88-37 400 315
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
Перевірка мережі на захищеність. Виконаємо дану перевірку згідно
умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має струм навантаження 63,2 А
(верстат шліфувальний). Виконаємо дану перевірку згідно вищезазначеної
умови
. .
1 90 > 1 80 = 80 А.
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять інші окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
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 = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t 0,08 0,12 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І= 6,9 кА (точка К3);
/ /
3) надперехідне значення струму КЗ, І ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f / / , де / /пр п I/ / / I
tпр 0,02 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005
/ / .
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
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).
6,91103 0,02
Smin 11,09 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.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ - ΔUТ +Uм +ΔUсп 5 , 1
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U maxТ Ua cos Up sin ,
Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U КЗa – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр U
2 U2КЗ a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
367,4 5,8
U 100 0,74 5,52
5,8
Т ( 100)
2 0,67 2,2%.
400 400 400
Тоді
U1 Ет 2,2 2,5 0,56 5%,
U1 0,18% 5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%,
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 Ет 0,32,2 2,5 0,56 5%,
U2 3,1% 5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
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.
В даному проекті використовується двотрансформаторна двохрядна
КТП типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3, виробництва р. Білорусь. До складу КТП
входять: пристрій вводу з боку високої напруги (УВН); силовий
трансформатор; розподільний пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН
виготовляється в виконанні ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу
ВНПР і запобіжниками ПКТ. По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-
важільний привід, надійніше пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. Зовнішній вигляд трансформатора
зображено на рис. 8.11.
Рисунок 8.11 – Трансформатор для КТП ТМЗ−400/10
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
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту: від багатофазних коротких
замикань, від однофазних коротких замикань, від коротких замикань в колах
керування і сигналізації, від коротких замикань в обмотках і висновках
трансформаторів потужністю до 1000 кВА включно високовольтними
запобіжниками, відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу
при зникненні напруги, від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація: АВР включений, положення
ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних автоматів на
замовлення); аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН
(для відхідних автоматів на замовлення); перегріву обмоток сухого
трансформатора; аварійного відключення одного з вводів в результаті
перевищення допустимої температури обмоток сухого трансформатора;
аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю на шинах
РУНН; загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
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
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
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
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.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
Розміщення КТП. Розміщуються КТП на перших поверхах. Розміщення
на інших поверхах має підтверджуватися техніко-економічним розрахунком.
Наприклад в багатопрогонових цехах великої ширини КТП розташовуються у
колон або біля допоміжних внутріцехових приміщень так, щоб не займати
площ, що обслуговуються кранами. При кроці колон, недостатньому для
розміщення між ними підстанцій, допускається знаходження однієї з колон в
межах приміщення підстанції. При рівномірному розподілі електроприймачів
з великими навантаженнями і насиченості цеху технологічним обладнанням
доцільно виділяти спеціальний проліт для розміщення підстанцій. КТП
повинні розміщуватися з найбільшим наближенням до центру живиться ними
навантаження і зі зміщенням їх в сторону джерела живлення.
Вбудовані і прибудовані трансформаторні підстанції (ТП), а також
підстанції з відкритою установкою трансформаторів біля зовнішньої стіни
цеху повинні передбачатися при неможливості або ускладнення застосування
внутріцехових підстанцій або при невеликих габаритах цеху.Вибір
трансформаторів для ТП, КТП.Трансформатори для ТП рекомендуються з
масляним заповненням. При наявності обмежень, що регламентуються ПУЕ,
приймаються трансформатори: сухі − для установки на випробувальних
станціях, в лабораторіях, електромашинних приміщеннях, виробничих
приміщеннях з пожежонебезпечними зонами, для розміщення нижче рівня
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
першого поверху, установці вище другого поверху, а також в тих випадках,
коли є неприпустимою встановлення масляних трансформаторів з пожежної
безпеки; з негорючих рідким діелектриком − у випадках, коли є
неприпустимою відкрита установка масляних трансформаторів з пожежної
безпеки і не можуть бути встановлені сухі трансформатори, а місць для
спорудження приміщень підстанцій немає.Однотрансформаторні підстанції
рекомендується застосовувати при наявності в цеху (корпусі) приймачів
електроенергії, що допускають перерву електропостачання на час доставки
«складського» резерву, або при резервуванні, що здійснюється на лініях
низької напруги від сусідніх ТП, тобто вони допустимі для споживачів III та II
категорій, а також при наявності в мережі 380-660 В невеликої кількості (до
20%) споживачів I категорії. Двотрансформаторних підстанції рекомендується
застосовувати в наступних випадках: при переважанні споживачів I категорії
та наявності споживачів особливої групи; для зосередженої цехової
навантаження і окремо розташованих об'єктів загальнозаводського
призначення (компресорних і насосних станцій); для цехів з високою питомою
щільністю навантажень (0,5-0,7 вище кВА / м2).
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
підстанція може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо комплектне дворядне виконання.
У складі підстанції використовується трансформатори, що мають досить
великі запаси електричної міцності ізоляції і є досить надійним апаратом в
експлуатації.
Як правило, для трансформаторів застосовується жорстка система
запресовування обмотки, яка не забезпечує автоматичну подпрессовку
обмотки по мірі усадки пресшпану. Тому після кількох років роботи для
трансформаторів передбачається проведення капітальних ремонтів, при яких
основна увага повинна бути приділена підпресовці обмоток.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розробка релейного захисту КУ 10 кВ
Конденсаторні установки (КУ), підключаються паралельно до приймачів
електроенергії, призначаються для підвищення коефіцієнта потужності в
СЕПП. Їх використовують і для місцевого регулювання напруги, тому
конденсаторні установки забезпечуються автоматичними регуляторами
напруги (АРК). Регулювання потужності БК було розглянуте в розділі
компенсації реактивної потужності.
Основний вид пошкодження конденсаторних установок – пробій
конденсаторів приводить до двофазного короткого замикання. В умовах
експлуатації можливі також ненормальні режими, пов'язані з
перевантаженням конденсаторів вищими гармонійними струмами і
підвищенням напруги. Від пошкоджень і ненормальних режимів
конденсаторних установок передбачається захист, діючий при багатофазних
коротких замиканнях, перевантаженнях і підвищенні напруги. Конденсаторна
установка складається з одного або декількох окремо встановлених одиничних
конденсаторів, приєднаних до мережі через комутаційні апарати. Електрично
сполучені між собою одиничні конденсатори утворюють конденсаторну
батарею (БК) з єдиним комутаційним апаратом.
Відповідно до ПУЕ конденсаторні установки 10 кВ повинні мати
наступний захист: а) захист від багатофазних КЗ; б) захист від
перевантаження струмами вищих гармонік; в) захист від підвищення напруги;
г) від однофазних замикань на землю.
Захист від багатофазних коротких замикань передбачається для всієї
конденсаторної установки в цілому. Слід зазначити, що в мережах напругою
до 1 кВ вона виконується плавкими запобіжниками або автоматичними
вимикачами, а в мережах напругою вище 1 кВ, як в даному випадку, -
двофазним струмовою відсічкою.
Розрахунок струмів включення конденсаторних установок.
Максимальний струм к.з.:
Iк.з. макс=16,1кА.
Номінальна потужність конденсаторної установки (КУ):
Qном=1800 квар.
Номінальний струм конденсаторної установки:
Q
Iном =
ном ;
3 Uном
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
1800
Iном = =100 А .
3 ×10,5
Амплітудне значення струму включення конденсаторної установки:
Iвкл = 2× Іном× Ік.з.mаx ;
Iвкл = 2×0,1×16,1 =1,8 кА .
Амплітудне значення струму повторного запалювання:
Іпз = к× Івкл. ;
Іпз = 2,5×1,8 = 4,5 кА .
Амплітудне значення відключуваного струму масляного вимикача при
повторному запалюванні:
І
І пзвідкл.розр = ;
0,3
4,5
Івідкл.розр = =15 кА .
0,3
Таким чином, амплітудне значення відключуваного струму масляного
вимикача менше (рівне) допустимого, рівного 15 кА.
Таблиця 9.1 – Розрахунок релейного захисту лінії до конденсаторної
установки
Познач Одиниця
Найменування Кількість
ення виміру
Амплітудне значення струму включення
І 1800 А
конденсаторної установки вкл
Мінімальний струм к.з. Ік.з. мін 16100 А
Коефіцієнт трансформації трансформатора 600/5
КІ струму 800/5
Номінальна напруга конденсаторної
U 10,5 кВ
установки ном
Коефіцієнт трансформації трансформаторі
KU 10000/100 − напруги
Даний вид захисту передбачається в тих випадках, коли можливе
перевантаження конденсаторів вищими гармонійними струмами. Захист
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
виконується загальний для всієї конденсаторної установки і діє на її
відключення з витримкою часу порядку t c.з. = 9 с.
Захист виконаний трансформаторами струму ТА1, ТА2 и реле струму
КА3, КА4, КА5 типу РТ-40.
Розраховуємо первинний струм спрацювання захисту:
Іс.з. = квідс× Івкл ;
Іс.з. =1,5×1800 = 2700 А ;
Визначаємо струм спрацювання реле:
І
І с.з.спр. = ;
КІ
2700 2700
Іспр. = = 22,5 А ; Іспр. = =16,9 А ;
120 160
Приймаємо тип реле РТ-40/50. Струм спрацювання повинен бути
уточнений при наладці з урахуванням фактичного струму включення при
спрацюванні реле.
Первинна напруга спрацювання захисту:
Ucз=квідсUном ;
Uсз =1,1×10,5 =11,55 кВ ;
Визначаємо напругу спрацювання реле:
U
U cзспр = ; ;
КU
11550×100
Uспр = =115,5 В.
10000
Витримка часу захисту – 3 хв.
Приймаємо тип реле НЛ-6.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
Розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж
підприємства
Вихідні дані. 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 [16].
Джерелом електропостачання нашого підприємства є зовнішня
енергомережа 110 кВ. Живлення від енергосистеми здійснюється по двом
лініям електропостачання з установкою на підстанції 110/10 кВ двох
трансформаторів з номінальною потужністю Sн.тр. = 6300 кВА, марки 2×ТМН –
6300/110 У1.
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
конкретних 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.
Базисні УВП враховують вартісні показники на 1 км. повітряних і
кабельних ліній, а також на підстанції в цілому і по їх основним елементам
для середніх умов будівництва в європейській частині.
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.
Засоби на відшкодування втрат сільськогосподарського виробництва,
викликані вилученням (або тимчасовим заняттям) земельних ділянок,
визначаються у розмірі вартості освоєння рівновеликої площі нових земель.
Усереднене значення вартості освоєння нових земель замість
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
127
сільськогосподарських угідь, що вилучаються, для сільськогосподарських
2
потреб складає Снз= 1330 грн/м .
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.
Розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж.
В даному пункті приведемо приклад розрахунку вартості прокладання та
підключення кабельних мереж на підприємстві. Наведені ціни на матеріали, а
також вартість робіт є орієнтовними, з огляду на їх постійні зміни в бік
збільшення.
В процесі прокладання кабельних мереж (КМ) необхідно врахувати
витрати на прокладання кабельних траншей та улаштування в них кабельних
каналів, монтаж яких проводиться підрядною організацією, а розрахунок
наведено в табл.10.1.
Таблиця 10.1 – Витрати на улаштування кабельних каналів
Одиниця Кількість Вартість, грн
Стаття витрат
вимірювання Одиниці Всього
Витрати на прокладання кабельних
люд - днів
траншей 13 4125 53625
Витрати на піщану підготовку
люд - днів
траншеї 5 4315 21575
- витратні матеріали (пісок) тон 11 1850 20350
Витрати на закладання
люд-днів
залізобетонного коробу 18 3625 65250
- витратні матеріали (з/б короб) пог.м. 1210 336 406560
Витрати на прокладання кабельних
люд-днів
мереж 25 2725 68125
- витратні матеріали:
кабель АСБ 3×25 пог.м. 2 484,8 150 372720
кабель АСБ 3×35 533,6 210 112056
Витрати на облаштування
кабельних каналів люд-днів 25 2100 52500
(асфальтування, дренажування)
- витратні матеріали (асфальт) т. 21 3220 67620
ВСЬОГО 1240381
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі
улаштування кабельних каналів знаходиться так
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
CулКК ni CКК , (10.1)
де nі – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці кабельних каналів; nі = 0,23; СКК– витрати на
матеріали при улаштуванні кабельних каналів; СКК = 1240381 грн.
CулКК 0,23 1240381 285287,6грн.
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж:
CподКМ n O k Cпод.ч , (10.1)
де n– кількість зайнятих людей на підключення та випробування кабельних
мереж; n = 8 люд.; О– обсяг робіт; О = 13 днів; k– трудомісткість роботи; k =
0,75 люд.-днів; Спод.ч– вартість підряду; Спод/ч=447 грн/люд.-днів.
CподКМ 8 130,75 447 34866грн.
Дані на прокладання та підключення кабельних мереж наведені в
таблиці 10.2.
Таблиця 10.2 – Витрати на прокладання та підключення кабельних
мереж
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на улаштування кабельних каналів, С 1240381 КК
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі улаштування
285287,6
кабельних каналів, Сул.КК
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж, С 34866 п.подКМ
Разом 1560534,6
Отже, розрахунки укрупнених вартісних показників мереж зовнішнього
електропостачання підприємства, в тому числі і розрахунок вартості
прокладання та підключення кабельних мереж, а також визначення сумарних
капітальних вкладень в будівництво та монтаж системи зовнішнього
електропостачання дозволить встановити питомі капітальні вкладення в схему
електропостачання, за кожний 1 кВт споживаної підприємством електричної
енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз умов праці, шкідливих та небезпечних факторів, які
діють на дослідника, який працює в лабораторії
Проектування системи електропостачання підприємства проводиться в
лабораторному приміщенні, що повинно відповідати санітарно-гігієнічним
нормам за розмірами, мікрокліматом, чистотою повітря, освітленням,
кількістю робочих місць.
Дослідницька лабораторія розташована на третьому поверсі
п’ятиповерхового цегляного будинку. Приміщення лабораторії має
прямокутну форму, що є найбільш доцільним з точки санітарно-гігієнічних
норм на освітлення та природну вентиляцію.
Розміри лабораторії: довжина 12 м, ширина 6 м, висота 3,5 м. Площа
2 3
приміщення складає 72 м , об’єм 252 м . В лабораторії працює 6 робітників.
2
Отже на кожну людину приходиться площа – 12 м , а об’єму приміщення 42
3
м , що відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Роботи, що проводяться у лабораторії,
належать до категорії легких робіт Iа з енергозатратами до 172 Дж/с.
Конструкція робочого місця забезпечує оптимальне положення працюючого
відповідно ДСТУ 8604:2015. Висота робочої поверхні при цьому дорівнює 735
мм. Конструкція регулюємого крісла працівника відповідає вимогам ДСТУ
7951:2015 та підбирається у відповідності зі зростом працівника. Лабораторія
обладнана побутовими меблями.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99, окремо для двох періодів року, визначаємо
оптимальні і допустимі значення температури, відносної вологості та
швидкості руху повітря для категорії важкості роботи Іб. При цьому
враховуємо, що верхня і нижня межа діапазону допустимої температури
визначаються у залежності від того, постійне робоче місце чи непостійне. В
нашому випадку – постійне.
Для підтримки нормальної працездатності у приміщенні підтримується
температура у зимовий час року 21 – 22 С, а у літній 22 – 24 С, відносна
вологість повітря 40–60 %, швидкість руху повітря не більше 0,2 м/с, що
відповідає ДСН 3.3.6.042 - 99.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року:
- оптимальне значення температури 21-23°С;
- допустиме значення температури 21-25°С;
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1м/с;
- допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в теплий період року:
- оптимальне значення температури 23-25°С;
- допустиме значення температури 22-28°С;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1 м/с;
- допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
У холодний час року система водяного опалення компенсує втрати тепла
через будівельні конструкції, а також нагріває проникаюче у приміщення
холодне повітря. Система опалення відповідає ДБН В.2.5.67-2013.
Необхідний стан повітря забезпечується за допомогою природної вентиляції
(зміна повітря проводиться через вікна, кватирки, двері) відповідно ДБН
В.2.5.67-2013. Джерел подразнюючих чи токсичних, горючих чи
вибухонебезпечних речовин у лабораторії немає. Повітря робочої зони
відповідає вимогам ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007.
Освітлення лабораторії виконується двома способами: природним –
через бокові вікна чи штучним, за допомогою люмінесцентних ламп. Штучне
освітлення призначене для освітлення робочих місць у темний час доби, чи
при недостатньому природному освітленні. У відповідності з ДБН В.2.5-28-
2018 розряд зорової роботи працівника лабораторії – середньої точності.
Найменший розмір об’єкту роздивляння 0,5-1 мм. Відповідно розряд та
підрозряд зорової праці – В. Норма штучного освітлення Ен = 300 лк.
Нормоване природне освітлення (КПО) ен = 1,8 %.
Нормативний рівень природного освітлення забезпечується крізь 5
віконних отворів розміром 1,51,8 м. Нормативний рівень штучного освітлення
підтримується за допомогою 15 світильників ЛПО-02 з люмінесцентними
лампами ЛБ-65.
Джерел підвищених рівнів шуму в лабораторії не існує. Рівні звукового
тиску у лабораторії не перевищують допустимі згідно ДСН 3.3.6.037-99.
Джерела вібрації, ультразвуку, інфразвуку у лабораторії відсутні.
При проведенні робіт в лабораторії використовується різноманітна РЕА, що
живиться від мережі напругою 220 В, 50 Гц. Приміщення лабораторії
відноситься до категорії приміщень без підвищеної небезпеки ураження
працівників електричним струмом. В лабораторії періодично проводиться
перевірка справності електроустаткування. У ході роботи у лабораторії
можуть утворюватися заряди статичної електрики, яка утворюється на
поверхні діелектричних та напівпровідникових речовин, матеріалів виробів чи
на ізольованих провідниках. Одним з основних засобів захисту від ураження
електричним струмом чи зарядом статичної електрики повинна бути система
захисного заземлення (згідно вимогам НАОП 1.4.32-2.94-78 «Заземлення.
Загальні технічні вимоги. Конструкція і розміри елементів заземлення» та
ДСТУ Б В.2.5-82:2016). Електричні кабелі і дроти ізольовані. Розетки і
вимикачі винесені на розподільчий щиток з автоматичними вимикачами.
Джерел іонізуючих випромінювань у лабораторії немає.
У відповідності з ДСТУ Б В.1.1-38:2016 лабораторія відноситься до категорії
В – пожежонебезпечне, тому що в ній є тверді горючі речовини і матеріали
(папір, дерево, пластик) здатні тільки горіти, але не вибухати.
Пожежонебезпечні зони приміщення лабораторії відносяться до класу П-IІа
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
згідно ДНАОП 0.00-1.32-01. Лабораторія обладнана системою пожежної
сигналізації з автоматичними оповіщувачами типа ИП-105 в кількості 8 шт.
відповідно ДБН В.2.5.56-2014. Для гасіння пожежі в лабораторії існує
порошковий вогнегасник ВП-5у, який знаходиться у місці вільного доступу. В
лабораторії біля виходу знаходиться план евакуації персоналу при пожежі. Час
евакуації з будинку становить 1,25 хв. Ширина виходу з лабораторії на
східцевий майданчик становить 1,8 м, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
За результатами аналізу умов праці в приміщенні лабораторії, можливо
зробити висновок, що для забезпечення безпеки працюючих від ураження
електричним струмом необхідне розробити систему захисного заземлення.
11.2 Розрахунок системи захисного заземлення
Захисним заземленням називається навмисне електричне зєднання із
землею металевих неструмопровідних частин, які можуть бути під напругою.
Принцип дії захисного заземлення – зниження напруги між корпусом, який
опинився під напругою, та землею до безпечного значення. Якщо корпус
електрообладнання не заземлений і він опинився в контакті з фазою, то дотик
до такого корпусу рівносильний дотику до фази. В цьому випадку струм, який
проходить крізь людину може досягти небезпечних значень.
Заземлювальним пристроєм називають сукупність конструктивно
об'єднаних заземлювальних провідників та заземлювача. Заземлювач - це
провідник або сукупність електрично з'єднаних провідників, які перебувають
у контакті із землею, або її еквівалентом.
Складові частини заземлювальних пристроїв (заземлювачі,
заземлювальні провідники, головні заземлювальні шини) повинні бути вибрані
і змонтовані так, щоб:
- надійно і довго служити для виконання вимог до захисту від ураження
електричним струмом;
- протікання через них струмів, що зумовлені замиканнями на землю, та
струмів витоку не створювали небезпеки (термічної, термомеханічної,
електромеханічної, ураження електричним струмом);
- забезпечити виконання вимог до заземлювальних пристроїв
функціонального і (або) блискавкозахисного заземлення, якщо
використовується спільна система заземлення. У цьому випадку, насамперед,
повинні бути виконані вимоги до захисного заземлення.
Визначати характеристики заземлювального пристрою слід з
урахуванням конкретних умов експлуатації (зокрема, параметрів ґрунту і
сезонних змін питомого опору шарів землі через висихання та промерзання
ґрунту, що властиві для найбільш несприятливих погодних умов місцевості, в
якій розміщений даний заземлювальний пристрій).
Якщо при виконанні заземлювального пристрою застосовуються
провідники із різних матеріалів, треба враховувати можливість
електролітичної корозії.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
При спорудженні заземлювального пристрою можуть бути використані:
а) природні заземлювачі:
- металеві і залізобетонні конструкції будинків та споруд, які
знаходяться в контакті із землею, в тому числі залізобетонні фундаменти, які
мають гідроізоляційні покриття, в неагресивних, слабоагресивних та
середньоагресивних середовищах;
- свинцеві оболонки прокладених у землі кабелів, а також інші
довговічні металеві покриття кабелів, з яких забезпечено стікання струму
замикання у землю;
- інші провідні частини, які розміщені в землі і забезпечують виконання
вимог, наприклад, обсадні труби артезіанських колодязів, свердловин, шурфів;
б) штучні заземлювачі:
- стержні, штаби, профіль, канати тощо;
- металеві ґратчасті конструкції, що укладаються у фундамент будинків
та споруд під час будівництва (фундаментні заземлювачі).
Заземлювач може вважатись таким, що відповідає вимогам захисного
заземлення, тільки в разі неможливості повного або часткового його
демонтажу (навіть тимчасового) без відома персоналу, який експлуатує
електроустановку.
Залізобетонна конструкція, наприклад, фундамент будинку або споруди,
може розглядатися як провідна частина, що придатна до виконання функцій
заземлювача захисного заземлення, якщо виконуються такі умови:
- принаймні близько 50% вертикальних і горизонтальних стержнів
сталевої арматури з'єднані між собою зваркою або надійно зв'язані дротом;
- вертикальні стержні сталевої арматури з'єднані між собою зваркою або
надійно зв'язані дротом;
- забезпечена електрична безперервність з'єднань сталевої арматури
кожного блоку збірного залізобетону з арматурою суміжних блоків;
- сталева арматура залізобетону не є попередньо напруженою.
У разі використання залізобетонного фундаменту будинку або споруди
як природного заземлювача рекомендується шляхом зварювання з'єднувати в
єдину систему сталеву арматуру фундаменту і елементи суміжних
будівельних конструкцій будинку (споруди), такі як сталеву арматуру
залізобетонних колон та металеві колони.
Не можуть розглядатися як заземлювачі такі провідні частини:
- труби опалення, гарячого і холодного водопостачання, каналізації;
- алюмінієві оболонки і броня кабелів.
Не допускається використовувати як заземлювачі труби горючих рідин і
горючих або вибухонебезпечних газів та сумішей.
Матеріал і розміри заземлювачів повинні забезпечувати стійкість
заземлювачів до корозії і їх механічну міцність.
Кількість заземлювачів, їх розміщення і габаритні показники повинні
забезпечувати виконання вимог до опору заземлювального пристрою.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Як штучні слід використовувати, як правило, заземлювачі із сталі
(чорної, з цинковим чи мідним покриттям, нержавіючої) або міді.
Розміри штучних заземлювачів повинні бути не меншими наведених у
таблиці 11.1.
Таблиця 11.1 − Мінімальні розміри штучних заземлювачів
Характеристика
Матеріал покриття
Мінімальні розміри
заземлювача поверхні
заземлювача Тип заземлювача
Товщина
Діаметр, Переріз, Товщи-
2 покриття,
мм мм на, мм
мкм
Круглий для
16 - - -
глибокого занурення
Круглий для
занурення поблизу 10 - - -
Сталь чорна Без покриття від поверхні землі
Прямокутна штаба - 100 4 -
Профіль - 100 4 -
Труба 32 - 3,5 -
Круглий для
16 - - 70
глибокого занурення
Гарячеоцинков Круглий для
Сталь з
ане покриття та занурення поблизу 10 - - 50
покриттям і
нержавіюча від поверхні землі
нержа-віюча
сталь без
сталь Прямокутна штаба - 90 3 70
покриття
Профіль - 90 3 70
Труба 25 - 2 55
Електролізне Круглий для
14 - - 250
мідне покриття глибокого занурення
Круглий дріт для
занурення поблизу - 25 - -
від поверхні землі
Мідь Без покриття Прямокутна штаба - 50 2 -
Багатодрітний канат 1,8 25 - -
Труба 20 - 2 -
Штучні заземлювачі слід застосовувати:
- у разі відсутності придатних для цілей заземлення природних
заземлювачів;
- як додаток до придатних для цілей заземлення природних
заземлювачів, якщо останні не можуть забезпечити виконання вимоги до
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
опору заземлювального пристрою, або для зниження до прийнятної величини
густини струму, що протікає через них (наприклад, через арматуру
залізобетонного фундаменту).
У разі застосування штучних заземлювачів у місцях із великим питомим
опором землі для забезпечення ефективності заземлювального пристрою
можуть вживатися такі заходи:
- занурення у землю вертикальних заземлювачів підвищеної довжини,
якщо значення питомого опору нижніх шарів землі менше, ніж верхніх;
- улаштування виносних заземлювачів, якщо поблизу електроустановки
є місця із меншим питомим опором землі;
- укладання у траншеї навколо горизонтальних заземлювачів, які
розміщені у скельових структурах, вологого глинистого ґрунту з наступним
трамбуванням і засипанням щебеню доверху траншеї;
- застосування штучної обробки ґрунту з метою зниження його опору.
Траншеї для горизонтальних заземлювачів повинні заповнюватися
однорідним ґрунтом, який не містить щебеню і будівельного сміття.
По розташуванню заземлювачів відносно заземлених корпусів
заземлення поділяють на виносне та контурне.
Виносне заземлення. Заземлювачі розташовують на деякому віддаленні
від заземлює мого обладнання. Тому заземлені корпуса знаходяться зовні
поля розтікання струму на землі, і людина, яка доторкається до корпуса,
попадає під повну напругу відносно землі. Виносне заземлення захищає тільки
за рахунок малого опору заземлювача.
Контурне заземлення. Заземлювачі розташовують по контуру навколо
заземленого обладнання на невеликої відстані один від одного. Поля
розтікання заземлювачів накладаються, і будь-яка точка поверхні ґрунту
всередині контуру має значний потенціал. Внаслідок цього різниця
потенціалів між точками, що знаходяться всередині контуру, знижується.
Опір захисного заземлення в електроустановках напругою до 1000 В і
потужністю понад 100 кВА не повинен перевищувати 4 Ом. Ця норма
обумовлена величиною напруги, яка виникає між корпусом заземленого
устаткування та землею у випадку пробою ізоляції, при якій струм, що
проходить через людину, якщо вона доторкається до устаткування, є
безпечним. Такою напругою замикання Uз прийнято вважати напругу до 42 В.
Відповідно до ДНАОП 0.00-1.32-01 Правила будови електроустановок
захисне заземлення належить виконувати: при напрузі змінного струму 380 В і
вище та 440 В і вище для постійного струму — у всіх електроустановках; при
номінальних напругах змінного струму вище 42 В та постійного струму вище
110 В - лише в електроустановках, що знаходяться в приміщеннях з
підвищеною небезпекою, особливо небезпечних, а також у зовнішніх
електроустановках; при будь-якій напрузі змінного та постійного струму - у
вибухонебезпечних установках.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
Рисунок 11.1 – Конструктивне виконання системи захисного заземлення
Проведемо розрахунок системи захисного заземлення. Для визначення
напруги дотику або кроку скористаємося наступними формулами:
Uкр.гр = Uдот.гр. = Іл.гр.Rл = 0,075 · 1000 = 75 В (11.1)
де Uдот.гр. – гранична напруга дотику, В;
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Uкр.гр. – гранична напруга кроку, В;
Іл.гр. = 0,075 А – граничний струм, який протікає через людину
при тривалості дії 0,3 сек; Rл = 1000 Ом – опір людини, Ом.
Як розрахунковий опір заземлювача в однорідному ґрунті rз (по методу
коефіцієнта використовування електродів) по напрузі дотику і кроку
вибирають менше значення, одержане при розрахунку по формулах:
rз1 = uдот.гр. / (iз α1 α2) = 75 / (120 1 0,87) = 0,72 ом ; (11.2)
rз1 = uкр.гр. / (iз β1 β2) = 75 / (120 0,6 0,625) = 1,67 ом
де iз = 120 а – розрахунковий струм замикання на землю; α1, α2 – коефіцієнти
напруги дотику; β1, β2 − коефіцієнти напруги кроку.
Значення α1, β1 вибираються виходячи з типу заземлювача. задаємося як
тип заземлювача – груповий вертикальний. стрижньові електроди, розташовані
в ряд і сполучені смугою. тоді α1=1, β1=0,6.
Коефіцієнти α2, β2 визначаються з рівнянь:
α2 = rл / (rл + 1,5 ρр) = 1000/(1000 + 1,5 · 100) = 0,87; (11.3)
β2 = rл / (rл + 6 ρр) = 1000 / (1000 + 6 · 100) = 0,625,
де ρр = 100 ом·м – розрахунковий питомий опір підстави (суглинок), на якій
стоїть людина.
З розрахованих двох значень rз вибираємо якнайменше − rз = 0,72 ом.
Оскільки електроустановки мають ізольовану нейтраль, то доцільно
встановити виносні заземлювачі. виносні заземлювачі складаються з
вертикальних електродів, сполучені горизонтальними електродами. оскільки
будівля окремо стоячі то вони будуть розташовані на відстані близько 1 м від
стіни будівлі. в результаті укладається горизонтальний електрод з
вертикальними електродами. корпуси заземлюємого устаткування
приєднуватимуться до магістралей заземлення, прокладеної усередині будівлі,
і приєднаної до заземлювача за допомогою заземлюючих пристроїв не менше
ніж в двох місцях.
Для розрахунку заземлювача скористаємося методом коефіцієнта
використовування електродів.
Визначаємо розрахунковий питомий опір землі, в якому будуть
розміщені електроди заземлювача з урахуванням кліматичного коефіцієнта:
ρ = ρр. · ψ = 100 · 1,5 = 150 ом · м, (11.4)
де ψ = 1,5 – розрахунковий кліматичний коефіцієнт землі.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
З врахуванням опору природних заземлювачів rпр = 15 ом,
розрахунковий опір штучного заземлювача rз буде дорівнювати:
Rз1 Rпр 0,72 15
Rз 0,76 Ом. (11.5)
R R 15 0,72
пр з1
Як тип вертикального електроду вибираємо стрижневий електрод
круглого перетину в землі.
Визначаємо опір розтіканню струму одного заземлювача по формулі
2 l 1 4 t l 150 2 4 1 4 2,6 4
Rв ln ln ln ln 39,5Ом
2··l d 2 4 t l 2·3,14·4 0,016 2 4 2,6 4
(11.6)
де d = 0,016 м – діаметр електроду;
l = 4 м – довжина електроду в землі;
t = t0 + l/2 = 0,6 + 4/2 = 2,6 м
Визначимо необхідну кількість вертикальних електродів по формулі:
n = Rв / (Rз.· ηв.) = 39,5 / (0,76 · 0,72) = 72,18 шт ; (11.7)
де ηв = 0,72 – коефіцієнт використовування вертикальних електродів.
Приймаємо найближче найбільше ціле значення n = 73 шт.
Довжина горизонтального електроду, який використовується для
зв'язку вертикальних електродів по контуру – L, м; визначимо по формулі
L = 1,05 · a · (n - 1) = 1,05 · 3 · (73 - 1) = 226,8 м (11.8)
де а = 3 м – відстань між вертикальними електродами;
n = 73 шт – кількість вертикальних електродів.
Опір розтікання струму горизонтального електроду – Rг. визначаємо
по формулі
2·L 150 2·226,8
Rг. ln ln 2,02Ом , (11.9)
·L b 3,14·226,8 0,03
Еквівалентний опір протіканню струму штучного заземлювача
визначається по формулі:
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Rв·Rг 39,5·2,02
Rшт 0,58Ом , (11.10)
Rв·г. n Rг·в. 39,5·0,8 73 2,02·0,72
де ηг = 0,8 - коефіцієнт використання горизонтального електроду.
Нерівність Rшт < Rз повністю виконується - 0,58 Ом < 0,76 Ом.
Розрахунок проведено правильно. Система захисного заземлення
надійно захистить працюючих в лабораторії від ураження електричним
струмом.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Кудрин Б.И Электроснабжение промышленных предприятий. – 2-е
изд. Интермет Инжиниринг, 2006. – 672 с.
4. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Самойлик О.В., Курбака Г.В.];
М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2018. – 100 с.
5. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред. ВНИПИ
Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
6. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
7. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных
предприятий: Учеб. пособ. для вузов, - М. Энергоатомиздат, 1987, - 368 с.
8. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик о,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
9. Схемы принципиальные электрические распределительных
устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Первая редакция № 278. –
М.: 2007.
10. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств .
11. Указания по проектированию установок компенсации реактивной
мощности в сетях общего назначения промышленных предприятий. РТМ
36.18.32.6 – 92. ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М.:
1992.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
Ю.Г.Барыбина и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
14. ГОСТ 28249-93. Межгосударственный стандарт. Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках
переменного тока напряжением до 1 кВ. Издательство стандартов, 1994.
Арк.
ЧДТУ А1 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
15. ГОСТ 13109-97 Межгосударственный стандарт. Нормы качества
электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Издательство стандартов, 1998.
16. ГОСТ 27514-87 Межгосударственный стандарт. Короткие
замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках
переменного тока напряжением свыше 1 кВ. Издательство стандартов, 1988. –
38 с.
17. Автоматизована система диспетчерського керування (АСДК)
«Стріла». Технічний опис і інструкція по експлуатації. − Тернопіль.
Тернопільське КБ «Стріла».
18. Євтух П.С., Оробчук Б.Я., Рафалюк О.О. Автоматизована система
диспетчерського керування електропостачанням районних електромереж //
Вісник Національного університету «Львівська політехніка». − Львів, 2005. −
№ 615 «Електроенергетичні та електромеханічні системи». − С. 190-194.
15. Черемісін М.М.Економічні розрахунки в інженерної діяльності (на
прикладах задач електроенергетики): навч. посіб./ М.М.Черемісін, В.І
Романченко. − Х.: Факт, 2006. − 168с.
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 20078 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141