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/4195| Назва: | Електропостачання заводу з виробництва підйомно-транспортних машин |
| Автори: | Кисельов, Владлен Борисович Іванцов, Сергій 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 заводу з виробництва підйомно-транспортних машин. 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. У розділі «Індивідуальне завдання» зроблено аналіз пристрою корекції коефіцієнта потужності типу РРП-12. Розділ техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств присвячений економічному вибору величини напруги живильної мережі заводу. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що що виникають при роботі в приміщенні технічної лабораторії, а також розробці системи кондиціонування повітря лабораторії |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4195 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| Іванцов_Кисельов.pdf Restricted Access | 3.6 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 заводу з виробництва підйомно-транспортних
машин»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 3 курсу,
групи ЗЕСЕ – 31
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Іванцов Сергій Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Кисельов В.Б. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7
ВСТУП ..................................................................................................................... 8
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ ................................................................................ 9
1.1 Характеристика об’єкта проектування ....................................................... 9
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії
механічного цеху ................................................................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ....... 12
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ..................................... 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП .................................. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ........................................... 27
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 29
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 31
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 31
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій ........................................................................................................... 33
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 33
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 34
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................. 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 43
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 45
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Розроб. Іванцов С.О. Літера Аркуш Аркушів
Перев. Кисельов В.Б. Електропостачання заводу з 4 139
Т. контр. виробництва підйомно-
Н. контр. Ключка К.М. транспортних машин ФЕТР, ЗЕСЕ-71
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ ............................................................................ 51
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності ......................................... 54
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 59
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) КВ .......................................... 61
5.1Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 61
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 62
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В
МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В ................................................................................... 69
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 69
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках ........................................................................................... 70
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ ................................................................................................................. 78
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ............................................................................................. 79
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 79
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 80
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 81
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 82
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 83
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість .................................................. 84
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 85
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ............................... 85
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 85
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 85
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 86
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................ 92
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву .................. 96
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .................... 97
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за
умовами нагріву та захисту .......................................................................... 98
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ................... 100
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .................... 104
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 105
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ ................................................................................ 106
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 111
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 111
8.5.1 Вибір апаратів захисту ...................................................................... 111
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 114
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за
умовами термічної стійкості до струмів короткого замикання ............. 115
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції .......................................................................................................... 116
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції .......................................................................................................... 118
9. ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ................................................................... 121
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВ ............................................................... 125
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 130
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на
співробітника технічної лабораторії ............................................................. 130
11.2 Кондиціонування і розрахунок потужності кондеціонера ................. 134
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 138
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ДЖ – джерело живлення
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПГВ – підстанція головного вводу
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
ЧПУ - числове програмне управління
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці такої
системи, а саме електропостачанню заводу з виробництва підйомно-
транспортних машин.
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений електричний розрахунок механічного
цеху, зроблені розрахунок і вибір мережі внутрішнього електропостачання,
вибір устаткування підстанцій.
У розділі «Індивідуальне завдання» зроблено аналіз пристрою корекції
коефіцієнта потужності типу РРП-12.
Розділ техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств присвячений економічному вибору величини напруги живильної
мережі заводу.
Розділ «Охорона праці» присвячений аналізу небезпек та
шкідливостей, які виникають у приміщенні електротехнічної лабораторії та
розробці системи кондиціонування повітря.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства виготовлення
верстатів складається з мереж напругою до 1 кВ та вище, головної
понижуючої підстанції, розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій
та силових пунктів у цехах. Призначена система для забезпечення вимог
виробництва в передачі електроенергії від джерела живлення до місця
споживання її у відповідній кількості та якості.
Підприємство відноситься до централізованої системи
електропостачання. Споживачі електроенергії 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
До споживачів 2 категорії відносяться електроприймачі, розташовані в
механічному, ливарному, випробувальному, збиральному, ремонтному
інструментальному цехах та котельнях, так як перерва в електропостачанні
може викликати простій обладнання та значний недовідпуск продукції.
До споживачів 3 категорії відносяться електроприймачі, розташовані в
адміністративно-побутових приміщеннях, склади і в громадських місцях.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії
механічного цеху
Виробничі процеси проектованого цеху здійснюються в токарному,
фрезерному і зварювальному відділеннях, а також на діляниці по
закалюванню.
Споживачами механічного цеху є металообробні верстати середньої та
великої потужності, до них відносяться: плоскошліфувальний, довбальний,
токарно-револьверний, вертикально-свердлильний, токарний, токарний з
ЧПУ, зубофрезерний, , радіально-свердлильний і інші.
Металообробні верстати є трифазними, по надійності електропостачання
відносяться до другої категорії. Встановлюються стаціонарно і по площі цеху
розподілені рівномірно. У проектованому цеху є приймачі що працюють в
повторно-короткочасному режимі - це електроприймачі електрозварювання.
Відомість електроприймачів механічного цеху зводиться в таблицю 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження механічного цеху
№ Електроприймач Кількість, Встановлена cosφ
поз. шт. потужність,
кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Верстат токарний 1К62 10 11,2 0,8
2 Верстат токарний з ЧПУ DAEWOO 2 23.3 0,75
LYNX 210 C
3 Зубофрезерний напівавтомат 5К310 5 9,9 0,84
4 Установка ТВЧ 5 45 0,82
5 Кран підвісний GV-5.0-7.0 1 17,2 0,79
6 Напівавтомат для зняття задирок 3 2,5 0,8
7 Верстат круглошліфувальний 4 10 0,7
ЗМ151
8 Верстат внутрішньошліфувальний 3 28 0,81
9 Верстат плоскошліфувальний 6 5,8 0,85
3д711вф11
10 Верстат довбальний 7а420 1 3,9 0,8
11 Зубошліфувальний напівавтомат 1 3 0,85
5А841
12 Вертикально-свердлильний 2Н125 2 3 0,78
13 Радіально-свердлильний 2М55 2 5,5 0,81
14 Горизонтально-шліфувальний 2 18,5 0,84
3Б722
15 Вентиляційна система VENTS 7 0.65 0,85
VKM 450
∑ = 50
Однофазні електроприймачі
15 Зварювальний трансформатор 3 10 0,8
16 Зварювальний випрямляч 3 10 0,8
∑ = 6
Основним технологічним процесом проектованого цеху є
металообробка, зварювання, шліфування, розточування металевих заготовок і
закалювання зубців шестерень.
Всі електроприймачі розраховані на змінний струм напругою 220-380 В
промислової частоти .
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Навколишнє середовище в цеху нормальна, температура не перевищує 20-
30 0 С. Для видалення технологічної пилу, газу і парів, утворених під час
виробничого процесу і здатних порушити нормальну роботу обладнання, в
цеху використовуються 7 вентиляційних установок.
Рисунок 1.1 – Схема розміщення електрообладнання механічного цеху
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Завод з виробництва підйомно-транспортних машинвключає в себе
безліч цехів, які взаємопов'язані між собою і формують технологічний
процес. Вони підрозділяються на основні, обслуговуючі, допоміжні.
Основні процеси, пов'язані з безпосереднім виготовленням основної
продукції, протікають в збиральних, обробних і складальних цехах заводів.
Основним видом обробки є механічна. По трудомісткості в серійному
виробництві питома вага механічної обробки може досягати 40%.
Устаткування для механічної обробки концентрують зазвичай в
спеціалізованих механічному цеху або механічних відділеннях ремонтного
цеху.
У ливарному цехах машинобудівної промисловості відбуваються
процеси виготовлення ливарної форми розплавленим матеріалом і
подальшій обробці отриманих після твердіння виробів.
Кожні цеху мають допоміжні відділення і складські приміщення.
Технологічний процес виробництва продукції складається з наступних
операцій:
Заготівля деталей;
Обробка заготовок на металорізальних верстатах для отримання
деталей з остаточними розмірами і формами;
Ручна слюсарна обробка;
Збірка вузлів і агрегатів, тобто з'єднання окремих деталей у вузли, а
вузлів відповідно в механізми;
Остаточне складання агрегатів;
Випробування агрегатів;
Контроль продукції після кожної операції.
1.4 Характеристика джерела живлення
Система живлячої мережі (зовнішнього електропостачання) включає
систему електропостачання від джерела живлення (районної підстанції) до
підприємства. Основними умовами проектування раціональної системи
зовнішнього електропостачання є надійність, економічність та якість
електроенергії мережі.
При виборі напруги живлячої мережі за основу беруться рівні напруги
на шинах районної підстанції. Напругу мережі зовнішнього
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
електропостачання (до території підприємства) визначаємо згідно технічних
умов енергосистеми на підключення в залежності від потужності
підприємства, його віддаленості від джерела живлення, наявності об’єктів з
різко змінним характером навантаження, напруги і резервних потужностей
останніх, перспектив розвитку мереж енергосистеми і промислових
підприємств у даному районі.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі підприємства,
користуємося рекомендаціями, завдяки яким напруги вибирають на основі
техніко-економічного аналізу приведених витрат на зовнішнє
електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку не враховуємо
деякі місцеві фактори, однак виконання не прив’язаних до конкретних умов
рекомендацій забезпечує більш перспективний розвиток електропостачання
промислового району в цілому.
В основу техніко-економічного розрахунку покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
— від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючій 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, обумовленим як відношення
S p 4,
Sn
де Sn — потужність трансформаторів на головній понижуючій
підстанції підприємства, номінальна потужність трансформаторів ГПП
складає Sп = 12,6 МВ·А);
Sp — потужність трансформаторів на РПС (для нашого енергетичного
регіону на РПС, зазвичай використовують автотрансформатори типу
АТДЦТН -125000/330/110/10, з потужністю первинної обмотки Sном.ВН = 125
МВ·А, а вторинної обмотки Sном.CН = 63 МВ·А, тобто
63
4,
12,6
що задовольняє умовам вибору.
Витрати на електропостачання промислового підприємства до РПС,
наприклад, на лінії електропередачі між районними підстанціями,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
враховувати недоцільно, тому що пайова участь підприємства в цих витратах
незначна й у різних варіантах вони практично однакові.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені ПУЕ напруги: 35, 110, 220 і 330 кВ, за
винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської і промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для повітряних ліній (ПЛ) 35-110
кВ і 1,62 для ПЛ 220-330 кB;
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої
мережі приймаємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГРП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано по силовій
повітряній лінії 110 кВ від РПС до ГПП підприємства, за допомогою
повітряної лінії, що в свою чергу прокладена на ста'левих опорах типу П110-
1, з габаритним прольотом 380 м.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) 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» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз, за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
I const Iроз ,
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення
I (t) 1
t
I(t) dt, t
де Θ – тривалість інтервалу усереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅ T0 (у
решті випадків – Θ < 3⋅ T0);
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3⋅ T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймают T0 = хв., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t).
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз 3 U I cos, (2.1) роз
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ за активною потужністю впродовж часу Θ
P 1
t
P(t)dt. t
Активне розрахункове навантаження Рроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рмах або «максимального навантаження»
Імах = Іроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики , 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 ступень (рівень) системи електропостачання,
оскільки розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На
підприємствах середньої та великої потужності таких рівнів нараховують
шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз. цеху) як окремих цехів, так і підприємства
(Рроз. підпр) у цілому. Розрахункова потужність Рроз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
номінальна потужність,Рном ;
паспортна потужність,Рпасп ;
встановлена потужність Ру .
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р, для одного електроприймача – р. При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
py pном pпасп
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
py pном pпасп TB
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Групова номінальна (встановлена) активна потужність - це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Pномі pномі (2.2)
1
де - кількість електроприймачів у групі.
Pном1 n pном1 10 11.2 112кВт ,
Pном2 n pном2 2 23.3 46.6кВт ,
Pном3 n pном3 5 9.9 49.5кВт ,
Pном4 n pном4 5 45 225кВт ,
Pном5 n pном5 ПВ 117.2 0,6 13,3кВт ,
Pном6 n pном6 3 2.5 7.5кВт ,
Pном7 n pном7 4 10 40кВт ,
Pном8 n pном8 3 28 84кВт ,
Pном9 n pном9 6 5.8 34.8кВт ,
Pном10 n pном10 13.9 3.9кВт ,
Pном11 n pном11 13 3кВт ,
Pном12 n pном12 2 3 6кВт ,
Pном13 n pном13 2 5,5 11кВт ,
Pном14 n pном14 2 18,5 37кВт ,
Pном15 n pном15 7 0,65 4,55кВт .
Розрахунок інших груп ЕП проводимо аналогічно, результати
розрахунку зводимо в. таблицю 2.1.
Групова номінальна реактивна потужність - це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном pном tg Pномі tg (2.3)
1 1
де tg- паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Pномі - групова активна потужність, знаходиться по формулі (2.1).
Qном1 Pном1 tg 112 0,75 84квар ,
Qном2 Pном2 tg 46,6 0,88 41квар ,
Qном3 Pном3 tg 49,5 0,65 32,1квар ,
Qном4 Pном4 tg 225 0,7 157,5квар ,
Qном5 Pном5 tg 13,3 0,78 10,4квар ,
Qном6 Pном6 tg 7,5 0,75 5,6квар ,
Qном7 Pном7 tg 40 1,02 40,8квар ,
Qном8 Pном8 tg 84 0,72 60,5квар ,
Qном9 Pном9 tg 34,8 0,62 21,6квар ,
Qном10 Pном10 tg 3,9 0,75 2,92квар ,
Qном11 Pном11 tg 3 0,62 1,86квар ,
Qном12 Pном12 tg 6 0,8 4,8квар ,
Qном13 Pном13 tg 110,72 7,92квар ,
Qном14 Pном14 tg 37 0,65 24квар ,
Qном15 Pном15 tg 4.55 0,62 2.82квар .
Розрахунок інших груп ЕП проводимо аналогічно, результати
розрахунку зводимо в. таблицю 2.1.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рномі , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням
Pроз Кр Кв Рномі (2.4)
де Кр f (Кв , ne ,Та ) - коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
ne та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Та = 10хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
– Та = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Та ≥ 30хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр = 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рномі є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Pроз1 Кр Кв Рном1 1,0 0,75 112 84кВт ,
Pроз2 Кр Кв Рном2 1,0 0,75 46,6 34.95кВт ,
Pроз3 Кр Кв Рном3 1,0 0,75 49,5 37,125кВт ,
Pроз4 Кр Кв Рном4 1,0 0,77 225 173,3кВт ,
Pроз5 Кр Кв Рном5 1,02 0,6 13,3 8,1кВт ,
Pроз6 Кр Кв Рном6 1,02 0,65 7,5 5кВт ,
Pроз7 Кр Кв Рном7 1,02 0,65 40 26,52кВт ,
Pроз8 Кр Кв Рном8 1,02 0,65 84 55,7кВт ,
Pроз9 Кр Кв Рном9 1,02 0,65 34,8 23кВт ,
Pроз10 Кр Кв Рном10 1,02 0,65 3,9 2,6кВт ,
Pроз11 Кр Кв Рном11 1,0 0,75 3 2,25кВт ,
Pроз12 Кр Кв Рном12 1,02 0,65 6 4,9кВт ,
Pроз13 Кр Кв Рном13 1,02 0,65 11 7,3кВт ,
Pроз14 Кр Кв Рном14 1,0 0,75 37 27,8кВт ,
Pроз15 Кр Кв Рном15 1,0 0,9 4,55 4,1кВт .
Розрахунок інших груп ЕП проводимо аналогічно, результати
розрахунку зводимо в. таблицю 2.1.
Величину ne можна також визначати за спрощеним співвідношенням:
2
n pномe (2.5) pноммах
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
де pном - сума потужності одного електроприймача різних типів
знаходиться за формулою (2.5);
pноммах - максимальна потужність електроприймача, 63 кВт.
pном pном1 pном2 pном3 pном4 pном5 pном6 pном7 pном8
pном9 pном10 pном11 pном12 pном13 pном14 pном15 (2.6)
pном 11,2 23,3 9,9 45 17,2 2,5 10 28 5,8 3,9 3 3
5,5 18,5 0,65 187,35кВт
n 2 187,35e 8 шт.
45
Якщо знайдене за співвідношенням (2.4) число ne буде більше за n (п -
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n ne . Якщо pном мах / pном мін 3 , де
pном мін - номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємоne n .
Значення коефіцієнту використання Кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
Кв pi номi
К 1в n (2.7)
pномi
1
n
Кв pном (11,2 0,75) (23,3 0,75) (9,9 0,75) (45 0,77) (17,2 0,6) i i
1
(2,5 0,65) (10 0,65) (28 0,65) (5,8 0,65) (3,9 0,65) (3 0,75) (3 0,65)
(5,5 0,65) (18,50,75) (0,65 0,9) 149,96 кВт,
К 131,18в 0,72.187,35
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від ne
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кр в залежності від ne для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв e
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від ne на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
ne 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Рном
i iК 1 (2.8) в ,цеху n
Рном i
1
n
Рном 112 46,6 49,5 22513,3 7,5 40 84 34,8 3,9 3 6 i
1
11 37 4,55 678,15кВт,
n
Кв Рном (112 0,75) (46,6 0,75) (49,5 0,75) (225 0,77) (13,30,6)i i
1
(7,5 0,65) (40 0,65) (84 0,65) (34,8 0,65) (3,9 0,8) (30,75) (6 0,65)
(110,65) (37 0,75) (4,55 0,9) 493,08 кВт,
К 493,08в,цеху 0,73.678,15
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз.цеху Кр Кв,цеху Рном Кр Кв Рном , (2.9) i i
1
Рроз.цеху 1,0 493,08 493,08кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
n
Qрозцеху Кр Кв Рном tgi (2.10) i i
1
n n
Кв Р tg К Q (0,75 84) (0,75 41) (0,75 32,1)i номi i вi номi
1 1
(0,77 157,5) (0,6 10,4) (0,65 5,6) (0,65 40,8) (0,65 60,5) (0,65 21,6)
(0,65 2,92) (0,75 1,86) (0,65 4,8) (0,65 7,92) (0,75 24) (0,9 2,82)
360,96квар,
Qрозцеху 1,0 360,96 360,96квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Рроз.ос , Qроз. ос .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою:
Sроз Р
2
роз Q
2
роз , (2.11)
Sроз 493,08
2 360,962 611кВА
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні
місця таблиці 2.1, виконаної за формою Ф 636-92
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Табл иця 2.3 – Розрахунок електричних навантажень (формa Ф 636–92)
Вихідні дані Розрахунков Розрахункова
і потужність
величини
За завданням технологів За довідниковими
данини
Найм енування ЕП
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Трифазні електроприймачі
Верстат ток арний 1К62 10 11,2 112 0,75 0,8 0,75 84 63 Верстат токарний з ЧПУ 2
DAEWOO LYNX 210 C 23,3 46,6 0,75 0,75 0,88 41 30,7
Зубофрезер ний 5
напівавтомат 5К310 9,9 49,5 0,75 0,84 0,65 32,1 24,1
Установка ТВЧ 5 45 225 0,77 0,82 0,7 157,5 121,3
Кран підв існий GV-5.0- 1
7.0 17,2 13,3 0,6 0,79 0,78 10,4 6,24
Напівавтомат для зняття 3
задирок 2,5 7,5 0,65 0,8 0,75 5,6 3,64
Верстат
круглошліф увальний 4 10 40 0,65 0,7 1,02 40,8 26,5 ЗМ151
Верстат 3
внутрішньошліфувальний 28 84 0,65 0,81 0,72 60,5 39,3
Верстат 6
плоскошліф увальний 5,8 34,8 0,65 0,85 0,62 21,6 14
3д711вф11
Верстат дов бальний 7а420 1 3,9 3,9 0,65 0,8 0,75 2,92 1,9
Зубошліфувальний 1
напівавтом ат 5А841 3 3 0,75 0,85 0,62 1,86 1,4
Вертикальн о- 2
свердлильн ий 2Н125
3 6 0,65 0,78 0,8 4,8 3,12
Радіально-свердлильний 2
2М55 5,5 11 0,65 0,81 0,72 7,92 5,15
Горизонтал ьно- 2
шліфувальний 3Б722 18,5 37 0,75 0,84 0,65 24 18
Вентиляційна система 7
VENTS VK M 450 0,65 4,55 0,9 0,85 0,62 2,82 2,53
Всього 50 0,72 1,0 493,08 360,96 611
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Кіль-кість
ЕП,
рном Номіналь
на
(установл
Рн=nрном ена)
потужніст
Коефі-цієнт
вико-риста-ння
Кв
Коефіцієн
cos т
реактивно
ї
tgφ потужност
КвРн
КвРнtg
Коефіцієнт Кр
Актив-на,
Рроз, кВт
Реак-тивна,
Qpоз, квар
Повна, Spоз кВА
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах, на рисунку 2.1.
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 рівної потроєної
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
Рисунок 2.2 – Схема з’єднання однофазних електропри ймачів
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 махф (2.12)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
2 p
ne
ном (2.13)
3 pноммахф
де pномф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pноммахф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Рном махф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт
формула (2.13).
pном (3 10) (3 10) 60 кВт,
n 2 60e 4 шт,3 10
Рном махфаза а nпр.ф Pном, (2.14)
Рном махфаза а 10 (10 2) 30 кВт,
Рроз,у 3 0,7 1,14 30 71,8 кВт.
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від ne :
n
при ne ≤ 10 Qроз 1,1Кв Рном tg (2.15)
1
n
при ne > 10 Qроз Кв Рном tg (2.16)
1
Qроз, у 1,131,5 34,65 квар
n
Кв Рном tg (0,7 30 0,75) (0,7 30 0,75) 31,5 квар
1
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Повна умовна розрахункова потужність розу S силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2 2 2роз,у Рроз,у Qроз,у 71,8 34,65 79,8кВА .
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.ос.ф використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення
необхідну для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Вибираємо світильник типу КСС, ГСП04 - 250, лампи ДРИ - 250,
ККД=65%, кр =0,85.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Рмах ос
визначимо згідно виразу
Рмах ос Рроз, ос, цеху кп Рп.ос.ф S (2.17)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1;
S – площа приміщення, S 40 60 2400м2;
Рп.ос.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м
2,
визначається за формулою
Еф кР з.фп.ос.ф Ру к100 к
, (2.18)
з.табл
де Р 2п.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м таблиця
8,9 ;
Ру - приведена питома потужність освітлювальної установки, Вт/м
2;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 200 лк;
кз.ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт 1,5;
кз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
З таблиці 8.9 виписуємо дані для розрахунку навантаження
освітлювальної системи для F=S=2400м2:
Hp – висота підвісу світильника 5 м, так як висота цеху 6 м;
Рп.ос.табл = 2,4 Вт/м2, для КСС типу Д-2, при Еф’=100 лк.
Розраховує дані при умові що Еф=200лк
Рп.ос.табл кз.ф ЕР фу , (2.19)кз.табл 0,7 Еф’
Р 2,4 1,5 200у 7,34 Вт / м
2 ,
1,4 0,7 100
Р 200 1,5 2п.ос.ф 7,34 0,5 7,86 Вт / м , 100 1,4
Рмах ос Рроз, ос, цеху 1,17,86 2400 20750 Вт 20,75 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qмах ос Qроз, ос, цеху Рмах ос tg0 (2.20)
де tg0 – відповідно cos0 = 0,8 для кожного типу ламп.
Qмах ос Qроз, ос, цеху 20,75 0,75 15,56 квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються
згідно довідкових даних та відповідних нормативних документів.
(див. Додаток А).
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаються за виразами
Р0,4 цеху Рроз,цеху Рроз, ос, цеху Рроз у , (2.21)
Q0,4 цеху Qроз,цеху Qроз, ос, цеху Qроз у , (2.22)
Р0,4 цеху 493,08 20,75 71,8 585,63 кВт,
Q0,4 цеху 360,96 15,56 34,65 411,17 квар.
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах цехової
підстанції за виразом та заносимо у графу 12 таблиці 2.4.
SТП Р0,4 цеху 2 2 Q0,4 цеху (2.23)
SТП 585,63
2 411,172 715,55 кВА.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.21) – (2.23) Р0,4 цеху , Q0,4 цеху SТП та отримані значення заносимо у і
таблицю 2.4.
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 Ко .
Коефіцієнта одночасності Ко залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Кв і
визначається за даними таблиця 3.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо
за формулою
N 2 2 N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Qі 0,4 цеху (2.24) і
i i
Для КВ 0,7-0,8та кількості приєднань на збірних шин більше девяти, РП
ГПП Ко= 0,9 таблиця 3.
SНН ГПП 0,9 4383,5
2 3154,172 4860,3 кВА
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень повинні
відповідати вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної
потужності підприємства тощо.
Таблиця 2.4. - Відомості про електричні навантаження заводу
Найменування
цехів
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Механічний цех ТП1 493.8 20,7 71,8 585,6
360,96 15,56 15,56 411,17 715,55
Ремонтний цех ТП 397,1 15,6 35.,6 448,3 287,9 10,92 24,9 323,8 553 2
Ливарний цех №1 ТП3 1252,1 9,2 26,7 1288
906 6,4 18,7 931,1 1589,3
Ливарний цех №2 ТП 896,4 9,2 41,5 947,1 647,9 6,4 29,05 683,4 1167,9
4
Інструментальний ТП
цех 5 206,3 3,2 31,6 241,1
149,5 2,24 22,12 174 297,3
Збиральний цех ТП 178,4 5,53 16,6 200,5 342,3 6 245,9 7,9 23,7 277,5
Адміністративна ТП 201,3 8,1 17,4 226,8 145,9 5,67 12,18 163,8 279,7
будівля 7
Випробувалький ТП 250,2 2,45 13,78 266,4 455,2
цех 8 345,5 3,5 19,7 369,1
Всього 3154,17 4383,5 5440,25
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Цехова
підстанція
Рроз. цеху
кВт
Рроз. ос. цеху
кВт
Рроз. у
кВт
Р0,4 цеху
кВт
Qроз. цеху
квар
Qроз. ос. цехц,
квар
Qроз. у
квар
Q0,4 цехц,
квар
SТП, кВ·А
4860,3 SНН ГПП,
кВ·А
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
Підстанція (ГПП (головна понижуюча), ГРП (головна розподільча),
цехова ТП) є однією з головних складових системи електропостачання будь-
якого промислового підприємства. Тому оптимальне розміщення підстанцій
по території промислового підприємства – найважливіше питання при
побудові раціональних систем електропостачання.
При раціональному розміщенні ГПП, ГРП і ТП на території
промислового підприємства техніко-економічні показники системи
електропостачання є оптимальними і, отже, забезпечується мінімум
приведених затрат. Для визначення місцезнаходження ГПП, ГРП і ТП при
проектуванні системи електропостачання на генеральний план промислового
підприємства наноситься картограма навантажень, яка являє собою
розміщені на головному плані кола, причому площі, обмежені цими колами,
в вибраному масштабі рівні розрахунковим навантаженням цехів. Для
кожного цеху наноситься своє коло, центр якого співпадає з центром
навантажень цеху.
З метою максимального наближення цехових підстанцій до
електроприймачів мережі до 1 кВ рекомендується розміщувати їх всередині
цехів, огороджуючи сіткою, вбудовувати або пристроювати в залежності від
виробничих умов і вимог архітектурно-будівельного оформлення
виробничих будівель і споруд. По можливості внутріцехові підстанції
встановлюють в центрі електричних навантажень, що дозволяє скоротити
протяжність мереж 0,4 кВ та зменшити в них втрати потужності і енергії.
Для цехів невеликої ширини, для випадків, коли частина навантажень
розташована за межами цеху, а також у зв'язку з труднощами при розміщенні
підстанції всередині цеху застосовують вбудовані в цех ТП або прибудовані
до нього. До прибудованим ТП пред'являються претензії по архітектурним
міркувань, а до окремостоячим - за витратами на відведення землі (генплан)
Вбудовані або прибудовані підстанції мають вихід з камер з олійними
трансформаторами безпосередньо назовні будівель
Можливе застосування цехових ТП з розміщенням щита низької
напруги в цеху, а трансформатора - зовні близько питомих їм виробничих
будівель. В результаті підстанція займає значно менше площі цеху, ніж
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
вбудована Така відкрита установка маслонаповнених трансформаторів
допускається тільки біля стін будинків з виробництвами категорії Г і Д (по
протипожежним нормам) Відстань від трансформатора до стіни нормується в
установчі розміри обладнання, отриманих від постачальника (замовником)
або знаходять за паспортом Повинні бути уточнені компоновка, розмір
трансформатора, кількість низьковольтних шаф і автоматів, включаючи їх
електричні та габаритні пара метри.
Окремо стоять закриті цехові підстанції встановлюють, коли
неможливо розмістити ТП всередині цехів або у зовнішніх їх стін за
вимогами технології або пожежо- та вибухонебезпечності виробництва.
Окремо стоять ТП можна застосовувати також для невеликих підприємств
при значній розкиданості електричних навантажень по їх території. На
діючих підприємствах існують цехові підстанції старого типу з відкритими
трансформаторами, встановленими в спеціальних камерах або на відкритому
повітрі. У містах, як правило, ТП окремо стоять.
Внутрішньоцехові підстанції доцільно використовувати в
багатопрогонових цехах великої ширини і в машинних залах. У виробничих
приміщеннях трансформатори і КТП можна встановлювати відкрито, в
камерах і в окремих приміщеннях. Досвід експлуатації показав, що
внутріцехові підстанції доцільно розміщувати у колон будівлі або близько
будь-яких постійних цехових приміщень з таким розрахунком, щоб не
займати підкранових площ. За вимушеного розміщення внутріцехових
підстанцій поблизу шляхів внутрішньоцехового транспорту або кранових
шляхів, тельферів та інших механізмів їх необхідно розташовувати в
безпечній зоні або вживати заходів для захисту від випадкових ушкоджень.
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.
Картограму навантажень будують як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. В останньому випадку в якості приймачів електроенергії
розглядаються самі цехи.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії, а
радіус кола пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення
його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому
масштабі площі кола
Рроз r
2 m 2.25
і
Р
r 0,4 цеху
m
де Рроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; і
r – радіус кола;
m – масштаб для визначення площі кола, 1 кВт/мм2
Р
r роз цеху1 585,6 10
3
1 0,5 96,5 мм 9,65см, m 3,14 500
Р
r роз цеху2 448,3 10
3
2 0,5 84,4 мм 8,44см, m 3,14 500
Р 1288 103r роз цеху33 0,5 143,2мм 14,32см, m 3,14 500
Р
r роз цеху4 947,110
3
4 0,5 128,8мм 12.88см, m 3,14 500
Р
r роз цеху5 24110
3
5 0,5 76,7 мм 7,67см, m 3,14 500
Р 3
r роз цеху6 277,5 106 0,5 88,4 мм 8,84см, m 3,14 500
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Р
r роз цеху7 226,8 10
3
7 0,5 60мм 6см, m 3,14 500
Р 3
r роз цеху8 369,1108 0,5 76,6мм 7,66см. m 3,14 500
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьо му випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності,
а також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У
зв’язку з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і
місць установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо
центри споживання реактивної потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360о Р
c.н
роз цеху 2.26
Р 0,4цеху
360о Р
роз ос. цехуоc.н 2.27Р 0,4цеху
де і - величина сектору у градусах.
360о 564,88
оc.н1 347,24585,63
360о 20,75
12,75ооc.н1 585,63
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
360о 432,7
347,47оc.н2 448,3
360о 15,6
ооc.н2 12,52448,3
360о 1278,8
оc.н3 357,421288
360о 9,2
ооc.н3 2,571288
360о 937,9
оc.н4 356,5947,1
360о 9,2
ооc.н4 3,49947,1
360о 237,9
356,2оc.н5 241,1
360о 3,2
ооc.н5 4,77241,1
360о 269,6
c.н6 349,75
о
277,5
360о 7,9
ооc.н6 10,24277,5
360о 218,7
c.н7 347,14
о
226,8
360о 8,1
оc.н7 12,86
о
226,8
360о 365,6
оc.н8 356,58369,1
360о 3,5
ооc.н8 3,41369,1
Дані для побудови, що розраховані за формулами (2.25) – (2.27)
картограми електричних навантажень зводяться у таблицю 2.5
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми електричних навантажень
Р Р Р r,
Найменування роз цеху роз ос. цеху 0,4цеху m c.н оc.н
кВт кВт мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Механічний цех 564,88 20,75 585,63 500 347,24 12,75 96,5
Ремонтний цех 432,7 15,6 448,3 500 347,47 12,52 84,4
Ливарний цех №1 1278,8 9,2 1288 500 357,42 2,57 143,2
Ливарний цех №2 937,9 9,2 947,1 500 356,5 3,49 128,8
Інструментальний
237,9 3,2 241,1 500 356,2 4,77 76,7
цех
Збиральний цех 269,6 7,9 277,5 500 349,75 10,24 88,4
Адміністративна
218,7 8,1 226,8 500 347,14 12,86 60
будівля
Випробувальний
365,6 3,5 369,1 500 356,58 3,41 7,66
цех
Результати розрахунку теоретичного центру електричних навантажень
також зводять у таблицю, що включає необхідні параметри установок та
результуючі координати ЦЕН.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ГПП , доцільно використовувати достатньо точний
метод (погрішність 5-10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
ЦЕН обчислюють по формулах:
- для активної потужності:
n
Pрозі хі
Х і1ЦЕН n , (2.28)
Pрозі
і1
n
Pрозі yі
Y і1ЦЕН n . (2.29)
Pрозі
і1
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
де Рроз.і - розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів - номінальна активна потужність
окремого цеху,
х , уі - координати відповідного споживача.
Х 721080ЦЕН 164 м,4383,53
n
Pрозі хі (585,6360) (448,3170) (1288 80) (947,180)
і1
(241,1320) (277,5 450) (226,8 390) (369,1420) 721080кВтм,
n
Pрозі 585,63 448,31288947,1 241,1 277,5 226,8369,1 4383,53кВт,
і1
Y 680999ЦЕН 155 м,4383,53
n
Pроз і yі (585,63 250) (448,3 250) (1288 150) (947,1 60)
і1
(241,1 250) (277,5 250) (226,8 50) (369,1 125) 680999кВтм .
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку вносять в
таблицю 2.6.
Таблиця 2.6 - Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Р0,4цеху х , у , Х Y
№ Найменування і і ЦЕН ЦЕН
м
Pрозі хі Pрозі уі
кВт м м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 ТП 1 585,6 60 35136 250 146400
2 ТП 2 448,3 170 76211 250 112075
3 ТП 3 1288 80 103040 150 193200
4 ТП 4 947,1 80 75768 60 56466
5 ТП 5 241,1 320 77152 250 60275
6 ТП 6 277,5 450 124875 250 69375
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8 9
7 ТП 7 226,8 390 88452 50 11340
8 ТП 8 369,1 420 155022 125 46137
Всього 4383,5 721080 680999 164 155
Координати центру електричних навантажень підприємства з
виробництва підйомно-транспортних машинзображено на аркуші 1 графічної
частини роботи.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . 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 21 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду на прикінці місяця
згідно з фактично використаною електроенергією.
Розрахунок за перетоки реактивної електроенергії згідно методики
виданої наказом Міністерства палива та енергетики України від 14.11.1997 р.
за № 37.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів
в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
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 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. Двообмоткові трансформатори виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою.
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) . 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.
Враховуючи те, що підприємство є окремо розташованим об’єктом і
має другу категорію надійності енергозабезпечення, згідно ПУЕ [2] глава 4.2,
приймаємо прохідну ГПП з напругою високої сторони 110 кВ, і напругою
низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.1 – Однолінійна схема РУВН 110 кВ підприємства
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП в нашому випадку 110 кВ використовуються
повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій атмосфері та
інших випадках, передбаченими нормативними документами.
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
N 2 N 2
SВН ГПП K o P0,4цеху і PТ (Q0,4цеху і QТ ) (3.1)
i i
де PТ і QТ – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
S 2 2ВН ГПП 0,9 4383,53108 3154,17 544 5236,3кВ А,
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
I ВНГППpoз K2 3 U зав.Лном (3.2)
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 =0,85.
I 5236,3poз 0,85 151,3А,2 1,73 10
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к = 1,05;
151,3 1,05 Ідоп
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т (3.4)
де кдоп– допустиме короткочасне перевантаження, кдоп=1,25;
302,6 1,05 1,25 Ідоп.Т
– 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.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Вибираємо провід перерізом F 2ст=150 мм АС-150/24 Ідоп= 400 А
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів повітряних ЛЕП, 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: Х< R.
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву δ стають великими, як правило, близько 15 – 250, зі збільшенням
δ до 35 - 550 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової δU// 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 δ невеликий (менше
2−30).
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 3.2):
На рисунку 3.2 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
На рисунку 3.1 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 Іа R IpX I (Rcos X sin), (3.5)
де R r0l 0,2 214,2Ом,
Х х0l 0,42 21 8,82 Ом
U/ф 23,03 4,2 16,6 8,82 243,1В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U//ф
U// ф Іа X IpR I (Xcos R sin) (3.6)
U//ф 23,03 4,2 16,6 8,82 49,68В
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф U
' / /
ф2 Uф jUф
Uф2 (ІaR ІpX) j(Іa X ІpR) U e
j , (3.7) ф1
де модуль Uф1 цієї напруги
Uф1 (U
/ 2 / / 2
ф2 Uф) (Uф ) (3.8)
U (110000 243,1)2ф1 (0,036 49,68)
2 110243,1В
та його фаза δ
U//
arctg ф (3.9)
U
ф2U/ф
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
arctg 49,68 0,036
110000 243,1
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 (3.10)
Uф 110243,1 110000 241,1В
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 ) (3.11)
i1
U// 3 243,1 420,5В
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U 1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Тоді втрати напруги ∆U приблизно визначається за формулою
U U/ 3 (I R I X) PiR QiX P R Q i iXa p (3.12)Ui Uном
U U/ 4383500 4,2 3154170 8,82 420,3В,
110000
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
П П0 L (3.13)
де Π{r0,x0} – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg
cp 0,0157 X/0 X
//
r 0
(3.14)
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ=1, для сталі – µ=1 .
X0 0,144 lg
2 5040
0,0157 1 0,44
17,1
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
D 3cp D12 D13 D23 (3.15)
D 3cp 4 4 2 4 5,04 м
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rдр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rдр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
rпр (1,15 1,20)
F F
cт (3.16)
rпр (1,15 1,20)
150 24
8,89мм
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
‘
R 0 (3 .1 7 )F
R 31,50 0,21Ом / км , 150
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом ⋅ мм2;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5 ÷ 31,5 Ом ⋅мм2/км, для міді ρ = 18,0 ÷ 19,0 Ом ⋅мм2/км.
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
I Pa i ; I
Q
p
i (3.18)
3 Ui 3 Ui
I 4383530a 23,03 А,3 110000
I 3154170p 16,6А.3 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.18), робиться висновок чи здатні вибрані параметри провідника
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих
втратах напруги. При необхідності проводиться уточнення параметрів
провідника.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
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(6ст.) = 5440,25 кВА – приблизна повна потужність об’єкта, що
визначається на 6 ступені.
РТ 0,02 5440,25 108кВт,
QТ 0,15440,25 544квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 N 2
Sпр(6ст.) SВН ГПП Ko P0,4цехуі PТ (Q0,4цехуі QТ ) (4.3)
i i
де Sпр(6ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені ,кВА.
Sпр(6ст.) SВН ГПП 0,9 4383,5 108,8
2 3154,17 5442 5233,9кВ А,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Номінальна потужність S Т кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S пр(6ст.)Т (4.4)2 0,7
S 5233,9Т 3738,5кВА2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора SномТ . Якщо різниця між потужностями SТ і SномТ
незначна ( ± 10 % ), то для розгляду приймається один варіант.
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
Вибираємо трансформатор типу ТМН-4000/110 SномТ=4000кВА,
РХ.Х.=5,2кВт, Рк.з.=33,5 кВт.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовуємо упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sрoзр
об’єкта, згідно чого робимо масштаб по вісі навантажень (рис 4.1)
n
(S2i t )
К 1
i
i11 S nн.тр ti
i1
1 23702 26902 31702 33102 37802 32202 24602 2
0,75, (4.5)
4000 7 2
де Sн.тр — номінальна потужність трансформатора, Sн.тр = 4000 кВ·А;
n — кількість ступенів потужності графіка навантаження
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному
трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
ti — проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі — потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВ·А.
Рисунок 4.1 - Типовий упорядкований графік навантаження
для вибору трансформаторів ГПП
Визначаємо величину К2
m
(S2i t1 i )К i12 S m н.тр ti
i1
1 41802 45602 5400,252 47202 43702 2
1,16. (4.5)
4000 5 2
де m — число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Визначаємо величину К2
0,9 S
К розр 0,9 5236,32 1,17.Sн.тр. 4000
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначається за
більшим значенням із двох величин К2 та К2 . Приймаємо
К2 К2 1,17.
Для даного типу трансформатора при температурі охолоджувального
середовища ох. 20С, тривалості добового перевантаження
tnep. 2 5 10 год, та коефіцієнті початкового навантаження К1 = 0,75,
визначаємо допустиме систематичне перевантаження ([7] ст. 53, табл.1.36)
К2доп = 1,4
Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, при виконанні умови
К2доп К2;
1,4 1,17.
На основі розрахунків приймаємо трансформатор марки ТМН-
4000/110 з напругами UВH = 115 кВ; UНH = 11 кВ, номінальна потужність
трансформатора Sном.тр = 4000 кВ·А.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
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.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QНКсум QНК1 QНК 2 (4.6)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ , що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює:
N Pmaxmin N (4.7) кзаван SномТ
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.
N 585,6min1 0,672 2шт 0,7 630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m (4.8)
Nе 2 0 2шт.
де m – додаткова кількість трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
За рахунок ∆ N та m з`являється некомпенсована потужність QмахТ , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за формулою
2
Q 2махТ Ne кзаван.ф SномТ Рмах , (4.9)
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаженняк
SТП
заван.ф . Ne SномТ
к 5440,25заван.ф 0,68 2 4000
QмахТ1 2 0,56 630
2 585,52 370,5 квар,
Q 2махТ2 2 0,69 400 448,32 322,1 квар,
QмахТ3 2 0,79 1000
2 12882 915,12 квар,
QмахТ4 2 0,58 1000
2 947,12 669,77 квар,
Q 2 0,59 2502 241,12махТ5 170 квар,
Q 2 2махТ6 2 0,68 250 342,3 196,45квар,
QмахТ7 2 0,55 250
2 226,82 155,5 квар,
QмахТ8 2 0,56 400
2 369,12 253,9 квар,
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе
QНК1 Qмах 0,4 QмахТ, (4.10)
де Qмах 0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
QНК1.1 411,17 370,5 40,67 квар
QНК1.2 323,8 322,11,7 квар
QНК1.3 931,1 915,12 16квар
QНК1.4 683,4 669,77 13,63 квар
QНК1.5 174 170 4 квар
QНК1.6 200,5 196,45 4,05 квар
QНК1.7 163,8 155,5 8,3 квар
QНК1.8 266,4 253,9 12,5 квар
При QНК1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК 2з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QНК 2 Qмах 0,4 QНК1 Ne SномТ (4.11)
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі, γ=0,51
QНК 2.1 414,17 40,67 0,51 2 630 190,76 квар
QНК 2.2 323,8 1,7 0,51 2 400 85,9 квар
QНК 2.3 931,116 0,51 2 1000 104,9 квар
QНК 2.4 683,4 13,63 0,51 2 1000 350,23 квар
QНК 2.5 174 4 0,512 250 85 квар
QНК 2.6 200,5 4,05 0,51 2 250 58,55 квар
QНК 2.7 163,8 8,3 0,51 2 250 99,5 квар
QНК 2.8 266,4 12,5 0,51 2 400 154,1 квар
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК 2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.6 ) – (4.11)
вибирається кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна
реактивна потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1 «Вибір кількості
та потужності цехових трансформаторів та НКБ».
Таблиця 4.1– Вибір кількості та потужності цехових трансформаторів та
НКБ
Номер ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху SТП N SномТ Тип Q , Тип
цеху кВт квар трансфор. НКсум НКБ
на кВ А кВ А квар
плані
1 ТП1 585,63 411,17 715,55 2х630 ТМЗ 190,76 2хКРМ-
630/10 0,4-
100У3
2 ТП2 448,3 323,8 553 2х400 ТМЗ 85,9 2хКРМ-
400/10 0,4-
50У3
3 ТП3 1288 931,1 1589,3 2х1000 ТМЗ 104,9 2хКРМ-
1000/10 0,4-
60У3
4 ТП4 947,1 683,4 1167,9 2х1000 ТМЗ1000/ 350,23 2хКРМ-
10 0,4-
180У3
5 ТП5 241,1 174 297,3 2х250 ТМЗ 85 2хКРМ-
250/10 0,4-
50У3
6 ТП6 277,5 200,5 342,3 2х250 ТМЗ 58,55 2хКРМ-
250/10 0,4-
30У3
7 ТП7 226,8 163,8 279,7 2х250 ТМЗ 95,5 2хКРМ-
250/10 0,4-
50У3
8 ТП8 369,1 266,4 455,2 2х400 ТМЗ 154,1 2хКРМ-
400/10 0,4-
80У3
Всього 4383,5 3154,17 5440,25 1124,9
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймаю батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі
і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності
в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Найбільший економічний ефект забезпечується розташуванням цих
засобів близько від ЕП з найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в цеху
біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 10 кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 10 кВ;
– на розосереджених ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність тах Q та вхідна реактивна
потужність ек Q , 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 Qмах Qт Qек Qнк.ф, (4.12)
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
де кнс – коефіцієнт,(додаток А) що враховує неспівпадання за часом
найбільшого навантаження промислового підприємства з максимумом
навантаження енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс
визначаються за довідковими даними);
Qмах – 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, таблиця 4.1, квар,
Qвк 0,85 3154,17 630 0 1124 2187квар.
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проектується.
Вибираємо конденсаторну установку на стороні 10 кВ, УКРМ-10-1300-
450 Qном=1300 квар, яка встановлена на двох секціях шин підстанції.
Конденсаторна установка компенсації реактивної потужності УКРМ
10 кВ призначена для підвищення і підтримки на заданому рівні значення
коефіцієнта потужності в електричних розподільних трифазних мережах
промислових підприємств та інших об'єктів і дозволяє:
Знизити споживаний струм на 30-50%;
Зменшити навантаження елементів розподільної мережі, продовжуючи
термін їх служби;
Збільшити пропускну здатність розподільчої мережі і її надійність;
Знизити теплові втрати струму;
Знизити вплив вищих гармонік;
Знизити несиметрію фаз, придушити мережеві перешкоди;
Мінімізувати оплату за реактивну енергію.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) КВ
5.1Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
При проектуванні електропостачання заводу найважливішим
завданням є вибір розподільної схеми внутрішнього електропостачання.
Правильно обрана схема повинна забезпечувати необхідний ступінь
надійності живлення споживачів, повинна бути зручною та економічною в
експлуатації.
Внутрішьозаводська схема розподілу електроенергії виконуються
радіальним принципом. Вибір схеми визначається категорією надійності
споживачів електроенергії, їх територіальним розміщенням особливостями
режиму роботи.
Радіальними схемами є такі, в яких електроенергія від джерела
живлення передається безпосередньо до приймального пункту. Харчування
великих підстанцій з переважанням споживачів 1 - категорії здійснюється не
менше ніж за двома радіальних лініях, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Цехові КТП за способом компонування виконуються внутріцехові
(відкритими і закритими), вбудованими, прибудованими і окремо стоять.
При радіальному харчуванні КТП кабельними лініями від
розподільчого пристрою 10 кВ за схемою блок-лінія трансформатор
допускається глухе приєднання до трансформатора.
Глухий введення виконується у вигляді металевого короба, що
підвішується на силовий трансформатор.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають 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.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рмах 10 і Qмах 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної РТ та реактивної QТ потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рмах 10 Рроз 0,4 РТ Рроз 0,4 0,02 SномТ (5.1)
Qмах 10 Qроз 0,4 QТ Qроз 0,4 0,1SномТ (5.2)
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
де Рмах 10 і Qмах 10 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Р1мах 10 585,6 0,02 630 598,2кВт,
Q1мах 10 411,17 0,1630 474,17квар,
Р2мах 10 448,3 0,02 400 456,3 кВт,
Q2мах 10 323,8 0,1400 363,8 квар.
Р3мах 10 1288 0,02 1000 1308кВт,
Q3мах 10 931,1 0,110001031,1 квар.
Р4мах 10 947,1 0,02 1000 967,1 кВт,
Q4мах 10 683,4 0,11000 783,4квар.
Р5мах 10 241,1 0,02 250 246,1 кВт,
Q5мах 10 174 0,1250199квар.
Р6мах 10 277,5 0,02 250 282,5кВт,
Q6мах 10 200,5 0,1250 225,5квар.
Р7мах 10 226,8 0,02 250 231,8кВт,
Q7мах 10 163,8 0,1250 188,8квар.
Р8мах 10 369,1 0,02 400 377,1 кВт,
Q8мах 10 266,4 0,1400 306,4квар.
Втрати активної і реактивної потужності трасформато рів:
РТ 0,02 250 5кВт,250
QТ 0,125025квар,250
РТ 0,02 400 8кВт,400
QТ 0,1400 40квар,400
РТ 0,02 630 12,6кВт, 630
QТ 0,163063квар,630
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
РТ 0,02 1000 20кВт,1000
QТ 0,11000100квар,1000
РТ 0,02 1600 32кВт,1600
QТ 0,11600160квар.1600
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням
SЛ і
2 2
Рмах10і Qмах10і , (5.3)
де Рмах 10 і Qмах 10 – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, (5.1 – 5.2).
S 598,22Л 474,17
2 763,3 кВ А,
1
SЛ 456,3
2 363,82 583,6кВ А,
2
S 13082 1031,12Л 1665,5кВ А,3
SЛ 967,1
2 783,42 1244,6кВ А,
4
S 2 2
Л 246,1 199 316,5кВ А,5
SЛ 282,5
2 225,52 361,5кВ А,
6
SЛ 231,8
2 188,82 298,9 кВ А,
7
SЛ 377,1
2 306,42 485,9 кВ А
8
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні
10 кВ ТП
Р
ТП роз 0,4
Qроз 0,4 Sном Т Рмах 10 Qмах 10 SЛ
кВт квар кВ А кВт квар кВ А
1 2 3 4 5 6 7
1 585,6 411,17 630 598,2 474,17 763,3
2 448,3 323,8 400 456,3 363,8 583,6
3 1288 931,1 1000 1308 1031,1 1665,5
4 947,1 683,4 1000 967,1 783,4 1244,6
5 241,1 174 250 246,1 199 316,5
6 277,5 200,5 250 282,5 225,5 361,6
7 226,8 163,8 250 231,8 188,8 298,9
8 369,1 266,4 400 377,1 306,4 485,9
Всього 3154,17 4383,5 5719,9
Втрати активної і реактивної потужності трасформаторів:
РТ 0,02 250 5кВт,250
QТ 0,125025квар,250
РТ 0,02 400 8кВт,400
QТ 0,1400 40квар,400
РТ 0,02 630 12,6кВт,630
QТ 0,163063квар,630
РТ 0,02 1000 20кВт,1000
QТ 0,11000100квар,1000
РТ 0,02 1600 32кВт,1600
QТ 0,11600160квар.1600
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
I S лроз (5.4) n 3 Uном
де n - кількість кабелів приєднаних до однієї ділянки.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
I 763,3роз 44,1А,1 1 3 10
I 583,6роз 33,7А,2 1 3 10
I 1665,5роз 96,3А,3 1 3 10
I 1244,6роз 71,9 А,4 1 3 10
I 316,5роз 18,3А,5 1 3 10
I 361,5роз 20,9 А,6 1 3 10
I 298,9роз 17,3 А,7 1 3 10
I 485,9роз 28,1А.8 1 3 10
Визначаємо переріз, згідно з ПУЕ розділ 1.3.25.
І
Feф
роз , (5.5)
Jеф
де Jеф=1,2 - нормативне значення економічної густини струму (А/мм2) для
алюмінієвих кабелів
F 44,1eф 36,75 мм
2,
1 1,2
F 33,7eф 28,1мм
2,
2 1,2
F 96,3eф 80,3мм
2,
3 1,2
F 71,9 2eф 59,9 мм ,4 1,2
F 18,3 2eф 15,3 мм ,5 1,2
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
F 20,9eф 17,4мм
2,
6 1,2
F 17,3eф 14,4 мм
2,
7 1,2
F 28,1eф 23,4мм
2,
8 1,2
Iроз,Л Ідоп К1 К2, (5.6)
де К1– поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1= 1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iроз,Л Ідоп К1 К2 К3, (5.7)
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U 3 Iроз,Л LКЛ r0 cos x0 sinК1 К2 К3, (5.8)
де LКЛ – довжина лінії, км;
r0 , x0 – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos– коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Результати розрахунків для кабельних ліній заносяться в таблицю 5.2.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
I
Ділянка LКЛ SЛ
роз,Л Fеф Ідоп Прийнята
кабелю м кВ А 2 F, мм2
Марка кабелю
А ММ А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП1 ААБл-10
0,113 763,3 44,1 36,75 134 50
2х630 3х50
ТП2 ААБл-10
0,067 583,6 33,7 28,1 134 35
2х400 3х35
ТП3 ААБл-10
0,066 1665,5 96,3 80,3 192 95
2х1000 3х95
ТП4 ААБл-10
0,028 1244,6 71,9 59,9 162 70
2х1000 3х70
ТП5 ААБл-10
0,081 316,5 18,3 15,3 90 25
2х250 3х25
ТП6 ААБл-10
0,029 361,5 20,9 17,4 90 25
2х250 3х25
ТП7 ААБл-10
0,071 298,9 17,3 14,4 90 25
2х250 3х25
ТП8 ААБл-10
0,042 485,9 28,1 23,4 115 25
2х400 3х25
Переріз ліній живлення до розподільчих пунктів РП 10 кВ визначається
з врахуванням потужності електроприймачів, що приєднані до РП.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
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.
– 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. Для цього здійснюють
перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні
окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же
послідовності.
Крім того, для ліній з розщепленими проводами мають бути перевірені
відстані між розпірками розщеплених проводів для запобігання
пошкодженню розпірок і проводів у випадку схльостування.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UС :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
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.
Величини активних і реактивних опорів схеми заміщення
визначають наступним чином. Реактивний опір XC , Ом енергосистеми
знаходять за формулою
U2XC C , (6.1) SC
де: UC = 110 кВ − номінальна напруга енергосистеми;
SC = SВН ГПП =5233,9 кВА =5,2339МВА.
3 2
X (110 10 )C 23,11Ом 5,2339 106
Активний RПЛ і реактивний XПЛ опори повітряної лінії 110 кВ
розраховується за формулами:
RПЛ rПЛ lПЛ 0,2 21 4,2 Ом, (6.2)
ХПЛ хПЛ lПЛ 0,42 21 8,82 Ом. (6.3)
де: - rПЛ, xПЛ - питомі активний і реактивний опори 1км сталевоалюмінієвих
проводів марки АС-150/24;
- lПЛ -довжина повітряної лінії 110 кВ, lПЛ = 21 км.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Рисунок 6.1 – Однолінійна схема для визначення КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Рисунок 6.2 – Схема заміщення
Активний і реактивний опори двохобмоткових трансформаторів 110/10
кВ знаходять за формулами:
u %U2 3 2Z к BH 10,5 (110 10 )T 3 242,7Ом (6.4) 100SH 100 5233,9 10
3
R PK 33,5 10T 2 2 0,487Ом (6.5) 3IBH 3 151,3
X Z 2 R 2 242,72 0,4872T T T 242,7Ом (6.6)
За прийнятими значеннями поперечних перерізів кожної з кабельних
ліній розраховують активний і реактивний опори для них за формулами:
RКЛ rКЛ lКЛ (6.7)
ХКЛ хКЛ lКЛ (6.8)
де rКЛ , xКЛ − питомі активний і реактивний опори 1 км кабельної лінії з
алюмінієвими жилами, значення яких для ліній відповідного поперечного
l − довжина кожної з кабельних ліній відповідного перерізу, км.(таблиця 5.2)
RКЛ1 rКЛ1 lКЛ1 0,625 0,105 0,065Ом,
ХКЛ1 хКЛ1 lКЛ1 0,09 0,105 0,009Ом,
RКЛ2 rКЛ2 lКЛ2 0,894 0,070 0,062Ом,
ХКЛ2 хКЛ2 lКЛ2 0,095 0,070 0,0066Ом,
RКЛ3 rКЛ3 lКЛ3 0,329 0,090 0,0296Ом,
ХКЛ3 хКЛ3 lКЛ3 0,083 0,090 0,0074Ом,
RКЛ4 rКЛ4 lКЛ4 0,447 0,115 0,051Ом,
ХКЛ4 хКЛ4 lКЛ4 0,086 0,115 0,0098Ом,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
RКЛ5 rКЛ5 lКЛ5 1,25 0,15 0,19Ом,
ХКЛ5 хКЛ5 lКЛ5 0,099 0,15 0,015Ом,
RКЛ6 rКЛ6 lКЛ6 1,25 0,21 0,26Ом,
ХКЛ6 хКЛ6 lКЛ6 0,099 0,21 0,02Ом,
RКЛ7 rКЛ7 lКЛ7 1,25 0,13 0,16Ом,
ХКЛ7 хКЛ7 lКЛ7 0,099 0,13 0,013Ом,
RКЛ8 rКЛ8 lКЛ8 1,25 0,1 0,125Ом,
ХКЛ8 хКЛ8 lКЛ8 0,099 0,1 0,0099Ом.
Активний і реактивний опори кабельних ліній 10/0,4 кВ необхідно
привести до напруги 110 кВ за формулою враховуючи коефіцієнт
трансформації:
Активний і реактивний опори кабельних ліній:
RП 2КЛ1 RКЛ1KT 0,065 11
2 7,86 Ом, (6.9)
XПКЛ1 X
2
КЛ1KT 0,009 11
2 1,1Ом, (6.10)
RП 2 2КЛ2 RКЛ2KT 0,062 11 7,5Ом,
XПКЛ2 XКЛ2K
2
T 0,0062 11
2 0,75Ом,
RПКЛ3 RКЛ3K
2
T 0,0296 11
2 3,6Ом,
XП 2КЛ3 XКЛ3KT 0,0074 11
2 0,9Ом,
RП R 2КЛ4 КЛ4KT 0,05111
2 6,2Ом,
XПКЛ4 X
2
КЛ4KT 0,0098 11
2 1,18Ом,
RП 2 2 КЛ5 RКЛ5KT 0,19 11 23Ом,
XП 2 2КЛ5 XКЛ5KT 0,015 11 1,8Ом,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
RП 2КЛ6 RКЛ6KT 0,26 11
2 31,5Ом,
XП X K 2 2КЛ6 КЛ6 T 0,2111 25,4Ом,
RП R K 2 2КЛ7 КЛ7 T 0,16 11 19,36Ом,
XП 2КЛ7 XКЛ7KT 0,13 11
2 15,7Ом,
RП R K 2 2КЛ8 КЛ8 T 0,125 11 16,5Ом,
XП 2 2КЛ8 XКЛ8KT 0,0099 11 1,19Ом.
де R , X − розрахункові дійсні значення активних і реактивних опорів ліній
10/0,4 кВ, Ом ;
RП , X П − приведені до напруги 110 кВ значення активних і реактивних
опорів;
KT = 11 − коефіцієнт трансформації трансформатора 110/10 кВ.
Знаходження суми активних, реактивних опорів ∑R , ∑X, схеми
заміщення від джерела живлення до відповідної точки короткого замикання:
т.К1: R RПЛ 4,2Ом
X XC XПЛ 23,11 8,82 31,9Ом
т.К2: R RПЛ RТ10 4,2 0,487 4,69Ом
X XC XПЛ XТ10 23,1 8,82 242,7 274,6Ом
т.К3: R RПЛ RТ10 RКЛ1 4,2 1,33 7,86 13,39Ом
X XC XПЛ XТ10 ХКЛ1 23,1 8,82 242,7 1,1 275,7Ом
т.К4: R RПЛ RТ10 RКЛ2 4,2 1,33 5,2 10,7Ом
X XC XПЛ XТ10 ХКЛ2 23,1 8,82 242,7 0,75 275,4Ом
Розрахунок приведених до 110 кВ струмів I (3 К )П в лініях при
трифазних коротких замиканнях розраховують за формулами:
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
т.К1: І(3К) Uc 110 10
3
П 1978A (6.11)
3 (R)2 (Х)2 3 4,22 31,92
де R , Х − сума відповідно активних і реактивних опорів схеми
заміщення від джерела живлення до відповідної точки короткого
замикання.
т.К2: І(3К) Uc 110 10
3
П 231,5A
3 (R)2 (Х)2 3 5,532 274,62
3
т.К3: І(3К) Uc 110 10П 230,4A
3 (R)2 (Х)2 3 13,392 275,72
3
т.К4: І(3К) U c 110 10П 230,7A
3 (R)2 (Х)2 3 10,72 275,42
Отримані за формулою (6.11) струми короткого замикання в
кабельних лініях 10 кВ є приведеними до напруги 110 кВ. Для отримання
дійсних значень струмів I Д необхідно приведені значення помножити на
коефіцієнт трансформації трансформатора 110/10 кВ, тобто:
IД ІПК
2
Т (6.12)
т.К2: I 3КД ІП К
2
Т 231,5 11
2 27951А 27,9кА
т.К3: I 2Д 230,4 11 27878А 27,8кА
т.К4: I 230,7 112Д 27,9 А
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Розраховуючи ударний струм вважають(у п. 6.2 – 6.3)
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
ударний струм наступає через 0,01 c після початку КЗ;
амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
0,01
і 2 І Тау п0 (1 е ) 2 Іп0 kу 6.13
iy(K1) 1,411978 1,3 3625,7А
iy(K 2) 1,4127,9 1,3 51,1кА
iy(K 3) 1,4127,8 1,3 50,9кА
iy(K 4) 1,4127,9 1,3 51,1кА
де kу – ударний коефіцієнт, kу 1,3
Та– постійна часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4
ІКЗ, А 1978 231,1 230,4 230,7
ІКЗ, кА 1,978 27,9 27,8 27,9
іу , кА 3,62 51,1 50,9 51,1
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Однофазне замикання повітряних ліній на землю обумовлені режимом
неізольованої нейтралі мережі 110 кВ. Кожна жила повітряної лінії має
ємність відносно металевої оболонки провода, яка з‘єднана із заземлюючим
пристроєм на підстанції 110/10 кВ і, отже, має ємність відносно землі. Це
означає, що по жилах протікають лінії протікають струми ємнісного
характеру, величина яких визначається за формулою:
ІВС ІПСlКЛ, (6.14)
де: Iвс – власний ємнісний струм лінії, А;
Iпс − питомий ємнісний струм на одиницю довжини лінії, Iпс=4,8А/км
l – довжина провода лінії, l = 21 км.
ІВС2 ІПСlКЛ2 4,8 21100,8A ,
При замиканні однієї жили кабелю на його металеву оболонку і, отже,
на землю ємнісний струм у цій пошкодженій жилі зростає у три рази
відносно власного ємнісного струму. В двох інших непошкоджених жилах
ємнісний струм зростає відповідно у 3 з урахуванням того, що стільки ж
разів зростає напруга непошкоджених жил відносно землі.
У загальному випадку мережа 10 кВ складається з декількох кабельних
ліній і ємності кожної з жил відносно землі додаються. Це означає, що при
замиканні однієї жили будь-якої з кабельних ліній її ємнісний струм буде
визначаться сумарною ємністю мережі відносно землі.
І1КС 3 ІВС (6.15)
де: І1КС - струм однофазного замикання на землю, який протікає
пошкодженою жилою кабелю, А;
ІВС - власний ємнісний струм з повітряних ліній за формулою (6.14).
І1КС 3 ІВС 3 100,8 302,4А.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Комплектні трансформаторні підстанції блочного типу модернізовані
марки СЕЩ призначені для прийому, перетворення і розподілу електричної
енергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц при номінальних
напругах 220, 110, 35, 10 (6) кВ.
Блокова комплектна трансформаторна підстанція КТПБ
використовуються:
• на стороні 220, 110 і 35 кВ мережевих підстанцій;
• для електропостачання нафто- і газоместорожденій;
• для електропостачання промислових споживачів;
• для комунальних споживачів;
• для великих будівництв;
• для сільськогосподарських районів;
• на електричних станціях (при відповідних умовах);
• і на багатьох інших об'єктах.
Комплектні трансформаторні підстанції блокові модернізовані марки
КТП СЕЩ Б (М) 220-110-35кВ мають характерні особливості, які
мінімізують витрати на весь термін служби виробів:
1. Підстанції надійно працюють за всіма діючими в країні типовими
схемами електричних з'єднань.
2. Підстанції комплектуються високовольтним обладнанням по всій
вітчизняній номенклатурі, а також номенклатурі зарубіжних фірм,
включаючи АВВ, Siemens і ін.
3. Роз'єднувач власного виробництва 35, 110 кВ..
4. Вимикачі 10 кВ
5. Короткі терміни монтажу за рахунок простоти і компактності
конструкцій блоків зі змонтованими допоміжними ланцюгами і наявності
укрупнених вузлів, готових до монтажу.
6. Обладнання за своїми технічними даними задовольняє останнім
нормам МЕК і ГОСТ.
7. КТПБ закритого типу в модульному будівлі дає можливість
експлуатації обладнання в умовах холодного клімату.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
8. Застосовується гаряче цинкування, не потрібно покривати в процесі
експлуатації.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 110 кВ .
Таблиця 7.1 - Вибір вимикача 110 кВ
Розрахункові дані навантаження Паспортні дані вимикача марки
ВМТ-110Б-40/2000У1
Uном = 110 кВ Uном = 110 кВ
Iмах = 1978А Iном = 2000 А
іуд = 3625,7 кА Іmax.м.ск. = 40 кА
Іnt = 2,38 кА Iвідкл. = 40 кА
В І2 t 2,382к t ф 3 17 Вк І
2
m tт 40
2 3 4800
де Imax.м.ск. — номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, c;
Вк — тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів к.з.;
Івідкл. — струм спрацьовування апарату захисту, кА;
tф — час спрацьовування апарату захисту, с.
Вибираємо роз’єднувачі напругою 110 кВ .
Таблиця 7.2 - Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Паспортні дані роз’єднувача марки
РДЗ-110/1000 У1
Uном = 110 кВ Uном = 110 кВ
Iмах = 231,1 А Iном = 1000 А
іуд = 51,1кА Iм.м.ск. = 80 кА
Іnt = 27,9кА Iвідкл. = 31,5 кА
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 - Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Паспортні дані вимикача марки
ВК-10-1000-31,5У2
Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ
Iмах(ввід) = 288,1 А Iном =1000 А
іуд = 50,9 кА Ім.м.ск. = 52 кА
Іnt = 27,8 кА Iвідкл. = 31,5 кА
В 2 2к Іt tф 27,8 3 2318 В І
2
к m tт 31,5
2 3 2977
де Imax(ввід) — розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розp 5233,9макс(ввід) 288,1А. 3 Uном 3 10,5
Таблиця 7.4 - Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача марки
ВВЭ-10/630
Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ
Iмах(секц) = 143,8 А Iном = 630 А
іуд = 6,3 кА Іmax.м.ск. = 52 кА
Іnt = 2,4 кА Iвідкл. = 20 кА
Вк І
2
t t 3,1
2
ф 3 28,83 Вк І
2 2
m tт 20 3 1200
де Imax(секц) — розрахунковий струм секційного вимикача, А;
0,5 S
І розр 0,5 5223,9макс(секц) 143,8 А. 3 Uном 3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, вибираємо за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
(таблиця 1.14) [3].
Таблиця 7.5 - Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Каталожні дані до
Розрахункові дані навантаження трансформатора струму марки ТПОЛ-
10; (200/5)
Uном = 10 кВ Uном = 10 кВ
Iмах(ввід) = 288,1 А Iном = 2000 А
іуд = 63,7 кА ід. = 70 кА
Вк І
2 2
t tф 63,7 0,12 486,9 Вк І
2
t tт.c. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н = 5 А, допустима потужність
S2Н вторинної обмотки при cosφ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 В·А.
Сумарний опір приладів:
S
r прил 7прил 2 2 0,28 Ом, I2Н 5
Де Sприл — сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.), Sприл= 7 В·А.
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з’єднувальних проводів:
S2H I
2
2H rприл rк 15 52 0,28 0,1r пров 2 2 0,22 Ом. I2H 5
Довжина проводів l = 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = l = 25 м.
Переріз з’єднувальних проводів:
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
lp F 25 0,02пров 2,27 мм
2.
rпров 0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм2.
Визначаємо фактичний опір проводів:
lp r 25 0,02пров.ф 0,2 Ом; F 2,5
Перевіряємо умову
rпров.ф. rприл. rн ,
де rн 0,6 Ом;
rпров.ф. rприл. 0,2 0,28 0,48 Ом;
0,48 0,6
Умова виконується, обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ [46],
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконуємо в таблиці 7.6.
Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі
точності 0,5 — S2Н =120 В·А більше ніж Sф = 0,077 В·А, трансформатор
напруги буде працювати з допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Таблиця 7.6 - Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що cos споживається
Кількість
Прилад Тип споживається tg
котушкою, Вт котушок
Р, Вт Q, вар S, В·А
Вольтметр 3-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ-7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Визначаємо величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної
стійкості до струмів короткого замикання, згідно ПУЕ
І t
Fmin
t ф , (7.1)
C
де tф — фіктивний термін дії струмів к.з, с;
tф tзах tвідкл 0,08 0,12 0,2 с;
Іt — ударний струм к.з, що діє на вибраний відрізок лінії, Іt 7850 А.;
С — коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимо температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c / мм2 , .
F 51,1 0,2 24,6 мм2min , 83
Фіктивний термін дії к.з., можна визначити по виразу
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП3), що має переріз
F = 95 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії
ударних струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі промислового підприємства з виготовлення РЛС
виконана на напругу до 1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі даного підприємства
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми, але для конкретного випадку саме така
«рафінована» схема може виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Електричне освітлення відіграє величезну роль у житті сучасної
людини, значення електричного освітлення у виробничій та культурного
життя людей полягає в наступному:
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
- раціональне освітлення робочих місць підвищує продуктивність
праці, якість продукції, що випускається, забезпечує безперебійність роботи;
- сприятлива освітлювальна обстановка створює нормальний
психологічний стан;
- освітлення відкритих просторів, площ, автодоріг, магістралей є одним
з основних умов безпечного руху пішоходів та автомобілів.
На сьогоднішній день існує три види джерел світла:
- лампи розжарювання;
- газорозрядні лампи низького тиску;
- газорозрядні лампи високого тиску.
Перспективи розвитку електричного освітлення передбачають
покращення техніко-економічних показників існуючих джерел світла зі
збільшенням світлової віддачі, наближення спектрального складу
випромінювання до денного світла, збільшення терміну служби джерел
світла і т.д.
Проектування освітлення є багатоваріантної завданням, що вимагає від
розробника вміння знаходити не тільки найкращі світлотехнічні, але і
найбільш вигідні з економічної та енергетичної точки зору варіанти рішення.
В даний час витрата електроенергії на освітлення постійно зростає і
становить близько 14% всієї електроенергії, що виробляється в республіці.
Витрати на спорудження освітлювальних установок промислових
підприємств досягають 30% загальної кошторисної вартості електротехнічної
частини.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання).
Прийняті габаритні розміри цеху:
— висота H 6м ;
— довжина А 60м ;
— ширина В 40м .
Нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
Ф к з Емін S z ,
N (8.1)
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником,кз 1,4;
Емін– мінімальна освітленість, Емін 200лк;
S – площа освітлювального приміщення, S=6040=2400 м2;
Е
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z ср 1,1...1,15;
Емін
N – прийнята кількість світильників, 60 шт.;
η – коефіцієнт використання світлового потоку, при і=3,02 - η =84%,.
Ф 1,4 200 2400 1,1 14666 лк,
60 0,84
де H — висота приміщення, H = 6 м;
hp — висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м);
hc — відстань від стелі до світильника, приймаємо hc = 0,5 м
(рекомендовано для світильників з лампами типу ДРИ — hc = 0,5);
h 610,5 4,5 м.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
і А В ,
(А В) h (8.3)
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
60 40
і 5(60 40) 4,5
Для даного приміщення приймаємо:
— коефіцієнт відбиття від стелі pn=70%
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
— коефіцієнт відбиття від стін pc=50%
— коефіцієнт відбиття від робочої поверхні pp.n.=10%
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1,4, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв е h, (8.4)
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами -16,1
n Bp ,L (8.5)
в
n 40p 6шт.6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між
світильниками 6,3 м
n Ас.p ,L (8.6)
в
n 60с.p 10шт. 6,3
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Загальна кількість світильників
N np nс.p (8.7)
N 6 10 60шт.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
h – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виходячи з умови 0,9 Ф Фсв 1,2 Ф , обираємо лампу ДРИ 250-5
[3 таблиця 5.8 ст.54] зі світловим потоком Фл = 19500 лм і потужністю
Рл = 250 Вт та світильник ГСП18-250-004 з КСС типу Д та ККД = 70%
0,9 14666 19500 0,7 1,2 14666
13199,4 13650 17599
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв eі
Е i1 ,
1000 к (8.8)
з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Фсв=19500 лм
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, µ=1,1…1,2;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
n
eі – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
n
ізолюкс, eі =8,12 лк;
i1
n – кількість врахованих світильників.
Остаточне розташування світильників у приміщенні зображено на рис. 8.3
l lB A LA LA LA LA lA
d2 d1 d1 d2
A
LB d2 d2
d1 d1
lB
Рисунок 8.3 – Остаточне розташування світильників
Визначаємо відстані d1, d2 i d3 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню:
d L
2 2 2 2
A
LB 6,3 6,3 1 7 м;
2 2 2 2
3 L 2 L 2 3 6,3 2d A B 6,3
2
2 4,4м;
2 2 2 2
L 2 3 L 2d A B 6,3
2
3 6,3
2
3
4,4 м; (8.9)
2 2 2 2
Визначаємо кути 1 та 2 під якими сила світла відстанях d1
1 arctg
d1
arctg
7
57;
Hр 4,5
d12 arctg arctg
4,4 44;
H
р 4,5
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
arctg d 3
4,4
3 H
arctg 44; (8.10)
р 4,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм
I I0 cosn0 1 330 cos157 179,7 кд; 1
I I0 cosn0 2 330 cos1 44 237кд; 2
I I0 cosn0 3 330 cos1 44 237кд; (8.11) 3
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм
I cos
3
e 1 1 179,7 cos
3 57
1 2 2 1,43 лк; Hp 4,5
I cos
3
e 2 2 237 cos
3 44
2 2 2 4,35 лк. Hp 4,5
I cos3
e 237 cos
3 44
2 22 2 4,35 лк. (8.12) Hp 4,5
Так, як освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками,
освітленість е2 — чотирма, освітленість е3 — двома то сумарна освітленість
яка створюється світильниками з умовними лампами зі світловим потоком
1000 лм на відстанях d1, d2 i d3 буде дорівнювати:
2
еп 4 е1 4 е2 2 е3 4 1,43 4 4,35 2 4,35 31,82 лк. (8.13)
п1
Е 19500 1,131,82 487,5лк,
1000 1,4
Отримане значення освітленості не повинно бути меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості.
0,9 Етіп Е 1,1Етіп
0,9 200 424 1,1 200
180 487,5 220
Визначається активна і реактивна потужність системи освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Рномі РЛ N (8.14)
Qномі Рномі tg (8.15)
де tg -відповідно соs даної лампи ДРИ 250-5, соs=0,8.
Рномі 250 60 15000 Вт 15 кВт,
Qномі 15 0,75 11,25квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Приводяться вимоги ПУЕ та інших нормативних документів до схеми
живлення освітлювальних установок щодо необхідного рівня надійності
живлення; регламентованого рівні напруги і постійності напруги джерела
живлення тощо.
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 газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в пускорегулюючій апаратурі
n
Рроз кп кдод Рном , (8.16) і
і1
де кп – коефіцієнт попиту,кп =1,1;
кдод – коефіцієнт додаткових втрат, кдод = 1,5
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; і
і1
n – кількість груп світильників.
Рроз 1,11,5 15 24,75кВт,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження
Приводяться умови перевірки обраного перерізу провідника за
допустимим струмом навантаження доп
Ідоп Іроз (8.17)
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 виразом
– для однофазних двопровідних мереж (1ф+ N)
Р 3
І роз
10
роз Uф cos (8.18)
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф– відповідно фазна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності.
І 24,75 10
3
роз 140,6А 220 0,8
Вибираємо кабель для освітлення цеху та аварійного освітлення та щит
освітлення:
Кабель ВВГ – (4х70) Ідоп = 210 А;
Щит освітлення - ЩО-24НГ.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруг
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Відповідно до напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
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 Uх.х UТ Uмін, (8.19)
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uх.х – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
номінальну);
UТ – втрата напруги в трансформаторі;
Uмін, – мінімально допустима напруга на затискачах лампи.
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися
й в іменованих величинах (вольтах).
Uм Uх.х UТ Uмін,
Uм 1053,9397,5 3,5%
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
UТ 0,8 (1,2 0,8 5,36 0,59) 3,93% (8.20)
де Uа ,Uр– відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора ( Uкз ), % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення
розрахункового навантаження трансформатора до його номінальної
потужності).
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами:
U 100 Р кза , (8.21)Sном.Т
U 2р UКЗ U
2
а
де РКЗ– втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.Т – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значенняSном.Т , РКЗ ,
UКЗ вказуються в каталогах на трансформатори. Для розрахункового цеху
виписуємо дані трансформатора:
ТМГ-630/10 UКЗ 5,5%, Рх.х 1 кВт, Рк.з 7,6кВт
U 100 7600а 1,2%,630
Uр 5,5
2 1,22 5,36%
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без
урахування індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
U М , (8.22)
С F
де М – момент освітлювального навантаження, кВт⋅м;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (визначається за довідковими
даними);
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
U 27,3 0,32 %,
1,2 70
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями. Наприклад, для схем 1 і 2 (рисунок 8.3) моменти
відповідно складають:
М1 L P, M2 P1 L1 P2 (L1 L2) P3 (L1 L2 L3) (8.22)
де L –довжина кабеля між світильниками, приймаємо при відстані
світильників Lв = 6,3 м, L =6,5 м
M2 0,7 6,5 0,7 (6,5 6,5) 0,7 (6,5 6,5 6,5) 27,3
Рисунок 8.4 - Схеми підключення світильників
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі , номінальна напруга мережі Uном , результати
розрахунку навантаження цеху.
Для мереж напругою 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.
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1ПУЕ] або
згідно технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому
повинна виконуватися умова
Ідоп Іроз (8.23)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
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. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму (Імах 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 Qтрив.доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Імах= Іроз, обчислене за
формулою
Р
І розроз 3 Uном cos (8.24)
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ
«Тривало допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Імах Іроз Ідоп , (8.25)
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму тр.ав І (в
умовах двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
І
І тр.авдоп кпрокл кперев (8.30)
де кпрокл - поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і кабелів
кперев – коефіцієнт допустимого короткочасного перевантаження кабелів
і проводів.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву має бути погоджений
з апаратом захисту цього провідника за умовою:
І Ізах Кзахдоп кпрокл (8.30)
Керуючись вказаними вимогами, співвідношеннями (8.23) – (8.30)
проводиться розрахунок мережі живлення споживачів цеху, обираються за
каталожними даними кабелі і результати заносяться в таблицю 8.1
Таблиця 8.1 - Вибір перерізу живлячого кабелю
Р ,
Електроприймачі ном cos Іроз, Імах, Ітр.доп,, Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Верстат токарний 1К62 11,2 0,8 21,3 26,6 30 ВВГ (4х4)
Верстат токарний з ЧПУ 23.3 0,75
47,3 59,1 75 ВВГ (4х16)
DAEWOO LYNX 210 C
Зубофрезерний напівавтомат 9,9 0,84
17,9 22,4 30 ВВГ (4х4)
5К310
Установка ТВЧ 45 0,82 83,5 104,3 115 ВВГ (4х35)
Кран підвісний GV-5.0-7.0 17,2 0,79 33,1 44,9 50 ВВГ (4х10)
Напівавтомат для зняття 2,5 0,8
4,75 5,9 14 ВВГ (4х1)
задирок
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Продовження табл.. 8.1
1 2 3 4 5 6 7
Верстат круглошліфувальний 10 0,7
21,7 27,1 30 ВВГ (4х4)
ЗМ151
Верстат 28 0,81
52,6 65,7 75 ВВГ (4х16)
внутрішньошліфувальний
Верстат плоскошліфувальний 5,8 0,85
10,4 13 14 ВВГ (4х1)
3д711вф11
Верстат довбальний 7а420 3,9 0,8 7,4 9,25 14 ВВГ (4х1)
Зубошліфувальний 3 0,85
5,4 6,7 14 ВВГ (4х1)
напівавтомат 5А841
Вертикально-свердлильний 3 0,78
5,8 7,3 14 ВВГ (4х1)
2Н125
Радіально-свердлильний 2М55 5,5 0,81 10,3 12,9 14 ВВГ (4х1)
Горизонтально-шліфувальний 18,5 0,84
33,5 41,9 50 ВВГ (4х10)
3Б722
Вентиляційна система VENTS 0.65 0,85
1,2 1,5 14 ВВГ (4х1)
VKM 450
Зварювальний трансформатор 10 0,8 56,8 71 90 ВВГ (3х16)
Зварювальний випрямляч 10 0,8 56,8 71 90 ВВГ (3х16)
Щит освітлення 24,75 0,80 140,6 175,8 215 ВВГ (3х70)
Щит аварійного освітлення 24,75 0,80 140,6 175,8 215 ВВГ (3х70)
Комплектно конденсаторна 100
- 134 167,5 215 ВВГ (4х70)
установка (ККУ) квар
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше ± 5% Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5% Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення ± 5%
Uном. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і
його зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
навантажень (визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ
НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ(%) UТ (%) U(%), (8.31)
де UЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
UТ(%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
U 0,5 2,9 0,56 2,84%,
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених та ДСТУ EN 50160:2014.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Співвідношення (8.31) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижчеКU U, має вид
Uном UТ UЛ2 КU U%, (8.32)
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.5),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно або ДСТУ EN
50160:2014.
380 2,9 0,56 0,9 380,
376,5 В 342В
Розрахунок втрати 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 менше ніж переріз кабелю від шин ТП
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних,
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні
відхилення тим більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
UUЛ2 3 54,3 0,147 (1,84 0,8 0,088 0,59) 0,56. (8.33)
Де LКЛ -довжина кабельної лінії від КТП до самого віддаленого
електроприймача, кран балка (6/1), LКЛ=147,8 м = 0,147 км.
r0 =1,84 Ом/км, х0 =0,088 Ом/км
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі
U S maxT (Uа cos Uр sin) (8.34) Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т - номінальна потужність трансформатора,
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
U Р КЗа 100% – активна складова напруги КЗ, Sном Т
Uр U
2 2
КЗ Uа – реактивна складова напруги КЗ.
U 715,55 T (1,2 0,8 5,4 0,59) 4,7 %,630
U 7,6а 100% 1,2 %,630
U U2 U2р КЗ а 5,5
2 1,22 5,4 %.
Значення РКЗ , UКЗ– каталожні дані для конкретного
трансформатора,значення Sмах як правило, лежить в діапазоні
Smax S
1
ТП SТП 715,55357,7 кВт . 2
де SТП - з таблиці 2.2, SТП=715,55кВт.
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
U U W 22 1 (8.35) 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 8.2 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуджене 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 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій
напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу
точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі
короткого замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів,
комутаційної спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
роз, РПІ споживачів, що приєднані до РП, тощо). роз, РП І визначається за
виразом
Іроз,РП Іном КП , (8.36)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункти розподільні ПР8501, ПР8503 призначені для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
«ВКТ Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит»
реалізує апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
Рисунок 8.6 –Пункт розподільчий ПР8501 та ПР8503
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою . Методика призначена для розрахунку струмів
КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для
вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) початкове значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
При електропостачанні від енергосистеми через понижуючий
трансформатор початкове дійсне значення періодичної складової трифазного
струму КЗ Іп0 без врахування підживлення від електродвигунів
розраховують за формулою (у п. 8.4 використовуються позначення фізичних
величин, прийнятих в нормативі )
U
І ср. ННп0 ,
3 r2 21 x1 (8.37)
де Uср. НН – середня номінальна напруга мережі, в якої відбулося коротке
замикання, В;
r1 x1 – відповідно сумарний активний і сумарний індуктивний опори
прямої послідовності.
І 380п0 230,02А,
3 0,3222 0,9032
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в початковий момент КЗ
іа0 2 Іп0. (8.38)
іа0 2 230,02 324,3А
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
і і t /Tааt а0 e , (8.39)
де t – час, с;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Tа – постійна часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
Т ха , (8.40) с r
де х та r – результуючі індуктивний та активний опори ланцюга КЗ, Ом;
с – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Т 0,322а 0,007,50 0,903
і 1/0,007 аt 324,3 e 353,8 А
Розраховуємо струм КЗ усього ланцюга
У якості прикладу приведено схему ланцюга КЗ розрахункового цеху
для розрахунку еквівалентного опору системи, рисунок 8.7
За прийнятими значеннями поперечних перерізів кожної з кабельних
ліній розраховують активний і реактивний опори для них за формулами:
RКЛ rКЛ lКЛ (8.41)
ХКЛ хКЛ lКЛ (8.42)
Де rКЛ , xКЛ − питомі активний і реактивний опори 1 км кабельної лінії з
алюмінієвими жилами, значення яких для ліній відповідного поперечного
перерізу, таблиця 8.3
RШМА1 RШМА2 0,03 0,0015 0,000045 Ом,
Х Х 0,014 0,0015 0,000021 Ом,
ШМА1 ШМА2
RКЛ7 1,12 0,015 0,0168Ом,
ХКЛ7 0,092 0,015 0,0138Ом,
RКЛ13 1,12 0,015 0,0168Ом,
ХКЛ13 0,113 0,015 0,00169Ом,
RКЛ17 1,12 0,007 0,0078Ом,
ХКЛ17 0,113 0,007 0,00079Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
а – Однолінійна схема б - Схема заміщення
Рисунок 8.7 – Схема ланцюга КЗ розрахункового механозбирального цеху
Таблиця 8.3 – Параметри кабельних ліній і шинопроводів 0,4 кВ та їх
струмових режимів
Числові значення для ліній та шинопроводів
Параметри
ШМА 4 ШМА4 КЛ7 КЛ13 КЛ16
Довжина лінії, км 0,0015 0,015 0,0015 0,015 0,007
Номінальний струм, А 344,8 344,8 1,2 56,8 56,8
Максимальний струм, А 1600 1600 25 90 90
Прийнятий переріз, мм2 95 95 2,5 16 16
Тривалодопустимий
1600 1600 21 235 100
струм, А
Активний опір, Ом 0,030 0,030 9,61 1,12 1,12
Реактивний опір, Ом 0,014 0,014 0,092 0,113 0,113
Активний і реактивний опори двохобмоткових трансформаторів 10/0,4 Кв:
2
Z uк%U BH 5,5 (10 10
3)2
T 3 0,87Ом100SH 100 630 10
R PK 7,6 10
3
T 0,032Ом 3I 2 2BH 3 340
X 2 2 2 2T ZT RT 0,87 0,032 0,869Ом
де: ZT , RT , XT − повний, активний і реактивний опори силового
трансфоратора в режимах короткого замикання, Ом;
uK % − напруга короткого замикання трансформатора;
SH − номінальна потужність трансформатора, МВА;
UBH , IBH − номінальні значення первинних напруги, кВ і струму, які
розраховують за формулою (1.1) ;
PK − потужність короткого замикання трансформатора, кВт.
Знаходження суми активних і реактивних опорів трифазной системи
r1 x1 .
r1 rT rШМА rКЛ6, (8.43)
x1 хT хШМА хКЛ6.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
r1 0,032 0,03 0,26 0,322Ом,
x1 0,869 0,014 0,02 0,903Ом.
Ударний струм трифазного КЗ уд i визначається за співвідношенням
іуд 2 Іп0 Куд, (8.44)
де Куд, – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за кривими [13],
Куд, =1,4;
іуд 2 231,7 1,4 457,4 А,
Час від початку КЗ до появи ударного струму визначається
t 0,01 / 2 куд , (8.44)
де к– кут зсуву по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням
t 0,01 3,14 / 2 0,99уд 0,008 с, 3,14
х
1к arctg , (8.45) r1
0,903
к arctg 0,99, 0,322
При розрахунках ударного струму КЗ на виводах автономних джерел, а
також синхронних і асинхронних електродвигунів допускається вважати що:
– ударний струм наступає через 0,01 с після початку КЗ;
– амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент часу t = 0,01с
дорівнює амплітуді цієї складової в начальний момент КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю належить приділяти розрахунку струму однофазного короткого
замикання.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого
трансформатора, розрахунок струму І(1)КЗ однофазного короткого замикання з
достатньою точністю можна здійснювати за наступною спрощеною
формулою
І(1)
3 U
ср. ННКЗ
22r r 22x x (8.46)1 0 1 0
де r1 та r0– результуючі (сумарні) індуктивний та активний опір прямої
послідовності ланцюга КЗ та визначаються як і в попередньому випадку;
x1 та x0 – результуючі (сумарні) індуктивний і активний опір нульової
послідовності відносно точки КЗ. Активний і індуктивний опір нульової
послідовності понижуючого трансформатора слід приймати в залежності від
схеми з’єднань обмоток трансформатору. При розрахунку використовується
метод симетричних складових.
І(1) 3 380КЗ 313 А
2 0,322 0,322 2 0,903 0,0572
8.5 Захист цехових електричних мереж
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися
автоматичні вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах
найбільше поширені більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають
очевидні переваги. При виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
апарати типу ВА, які відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN,
мають одно-, дво-, три- і чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов
експлуатації, експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до
дистанційного керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі
слід, в першу чергу, користуватися технічною документацією на конкретні
апарати. При виборі уставок струму автоматичних вимикачів необхідно
враховувати різницю в характеристиках і погрішності у роботі
розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи :
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по
елементу, що захищається
Іном.роз. Іроз (8.47)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Іном.роз. (1,11,3) Іроз (8.48)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчеплювача за умовою
Іном.розч.е (1,25 1,35) іп (8.49)
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
У роботі проводиться детальний вибір одного автоматичного вимикача,
дані на решту вимикачів зводять у відповідну таблицю, що включає в себе
найменування елементу, що захищається, розрахунковий струм, тип апарата
захисту та його характеристики таблиця 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір автоматичних вимикачів
1,25 іп
Найменування Іроз , 1,1 Іроз , або Тип ІНА.В, ІНТ.Р,
електроприймачів А А 1,25 Іп, апарату А А
А
1 2 3 4 5 6 7
Верстат токарний 1К62 21,3 23,4 133 ВА 47-100 100 25
Верстат токарний з ЧПУ
47,3 52 295,5 ВА 47-100 100 63
DAEWOO LYNX 210 C
Зубофрезерний
17,9 19,7 112 ВА 47-100 100 25
напівавтомат 5К310
Установка ТВЧ 83,5 91,8 104,3 ВА 88-33 160 125
Кран підвісний GV-5.0-7.0 33,1 36,4 521,5 ВА 47-100 100 40
Напівавтомат для зняття
4,75 5,2 29,5 ВА 47-100 100 16
задирок
Верстат
круглошліфувальний 21,7 23,9 135,5 ВА 47-100 100 25
ЗМ151
Верстат
52,6 57,9 65,7 ВА 47-100 100 63
внутрішньошліфувальний
Верстат 11,4 ВА 47-100 100 16
плоскошліфувальний 10,4 328,5
3д711вф11
Верстат довбальний 7а420 7,4 8,1 46,25 ВА 47-100 100 16
Зубошліфувальний 5,9 ВА 47-100 100 16
5,4 33,5
напівавтомат 5А841
Вертикально-свердлильний 6,4 ВА 47-100 100 16
5,8 36,5
2Н125
Радіально-свердлильний 11,3 ВА 47-100 100 16
10,3 64,5
2М55
Горизонтально- 36,9 ВА 47-100 100 40
33,5 209,5
шліфувальний 3Б722
Вентиляційна система 1,32 ВА 47-100 100 16
1,2 7,5
VENTS VKM 450
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Продовження табл.. 8.4
1 2 3 4 5 6 7
Зварювальний
56,8 62,5 355 ВА 47-100 100 80
трансформатор
Зварювальний випрямляч 56,8 62,5 355 ВА 47-100 100 80
Щит освітлення 140,6 154,6 879 ВА 88-35 250 160
Щит аварійного освітлення 140,6 154,6 879 ВА 88-35 250 160
Комплектно конденсаторна
134 147,4 837,5 ВА 88-35 250 160
установка (ККУ)
У таблиці 8.3, що наведена для прикладу:
ІНА.В, – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р, – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р, – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
Іп , – струм пікового навантаження: Іп (5 7) Іроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обираємо лінію для перевірки на захищеність, (лінію кран балки, 12/1)
згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах (8.50)
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп– тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах– коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах– струм спрацювання апарату захисту, А.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
114А 112,5А
Лінія задовольняє захисту.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ. Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим, (8.51)
де tзах – час дії захисту, tзах = 0,08 с ;
tвим – час вимикання апарату, tвим= 0,12 с;
2) усталене значення струму КЗ, І∞ ;
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.
t 0,08 0,12 0,2 с
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а), (8.52)
Значення tпр(п) при дійсному часу t < 5c знаходиться по кривих
залежності t / / / / / /пр(п) f , I / I , tпр(п) = 0,02
tпр 0,02 0,0001 0,0201 с
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від β для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
t / /пр(а) 0.005 . (8.53)
tпр(а) 0,005 0,02 0,0001.
При дійсному часі t < 1c величину tпр(а) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
І tS прмін , (8.54) С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги живлення
споживачів.
Хід розрахунків залежить від схеми електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 ⋅ Uном . 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, тобто U1 ≤ 5%
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5, (8.51)
і1
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрати напруги в трансформаторі, %;
т
Uм – сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача, 2,5%;
і1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, 0,56 %;
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно
U1 Ет 2,9 2,5 0,56 5%,
U1 Ет 5,95% 5%
U1 0,95% 5%
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі (%)
S
U maxT (Uа cos Uр sin) (8.52) Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т - номінальна потужність трансформатора,
U Ра КЗ 100% – активна складова напруги КЗ, Sном Т
U U2 2р КЗ Uа – реактивна складова напруги КЗ.
U 443,7 T (1,2 0,8 5,4 0,59) 2,9 %,630
U 7,6а 100% 1,2 %,630
U 2р UКЗ U
2
а 5,5
2 1,22 5,4 %.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
U2 Ет 0,32,9 2,5 0,56 5%,
U2 Ет 1,06% 5% (8.53)
U2 3,94% 5%
де Кзаван=0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
5%, – припустиме усталене підвищення напруги згідно [2].
Підставляючи розрахункові дані в вирази (8.51) і (8.53) і розв’язуючи
нерівності, отримаємо потрібне Ет відгалуження трансформатора.
Приймаємо Ет= 5 %.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТП.
Обрана двотрансформаторна підстанція КТП-630/10/0,4-04У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність 630 кВ·А, з захистом і автоматикою, що виконана на
мікропроцесорних блоках БМРЗ-0,4.
Склад підстанція КТП-630/10/0,4-04У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН)
2. Силові трансформатори
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
3. Кожух виводів силового трансформатора
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
5. Шина перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна двотрансформаторна
підстанція 2КТП складається з двох силовий трансформаторів, двох шаф
високої напруги (УВН), розподільчої установки низької напруги (РУНН) та
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. В дворядних
підстанціях встановлюється шина перемичка.
В КТП використовуються трансформатори серії ТМЗ (трансформатор
сухий, захищений, з обмотками в геофолівій литій ізоляції).
Для прикладу на рис. 8.9 приведено загальний вид трансформаторної
підстанції 2КТП в однорядному виконанні. З урахуванням особливостей
цеху, обираємо однорядне КТП.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Рисунок 8.1– План розріз КТП
9. ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
З моменту появи на ринку України, провідні спеціалісти спроектували і
виготовили інноваційні рішення в галузі автоматизації виробництв та
розподілу електричної енергії, а особливо в сфері компенсації реактивної
потужності, для підприємств, розміщених по всій території нашої держави.
Компенсація реактивної потужності, або корекція коефіцієнта
потужності (PFC), може знизити рахунки за електроенергію, починаючи з
дня встановлення обладнання.
Установка відбувається легко і швидко, зводячи до мінімуму час
простою виробничих потужностей. Після того, як обладнання встановлено,
ви повинні помітити негайне покращення коефіцієнта потужності, більш
ефективне використання навантаження вашої енергосистеми, і, звичайно ж,
щомісячні заощадження в ваших рахунках за електроенергію.
Термін окупності при правильному розрахунку даних установок складає
всього 6-9 місяців, в залежності від встановленої потужності.
Традиційний спосіб роботи PFC - є почергове включення батарей
конденсаторів, що знаходяться в паралельному з'єднанні. Вмикання та
вимикання конденсаторних батарей автоматичних конденсаторних установок
(АКУ) відбувається за допомогою електромагнітних контакторів, керованих
автоматичним регулятором реактивної потужності. Детальний схему АКУ ви
можете побачити на наведеному рисунку.
Рисунок 9.1 – Схема автоматичної конденсаторної установки PFC
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
У загальному випадку компенсуючими установками можна управляти
вручну, за допомогою диспетчерських засобів і автоматично.
Ручне управління виконується черговим персоналом. Його можна
рекомендувати на невеликих підприємствах при 1-2 компенсуючих
установках (КУ), розташованих в одному приміщенні, при стабільній
реактивній потужності. За наявності цих умов ручний спосіб не гарантує
виконання сформульованих вище вимог.
Диспетчерський спосіб дозволяє управляти КУ централізовано і з
деяким наближенням виконувати вимоги енергосистеми і підприємств до
споживання реактивної потужності. Диспетчерське управління може
виконуватися за допомогою традиційних засобів і автоматизованих систем
контролю і управління електроспоживанням ИИСЭ I-IV, ЦТ-5000.
Автоматичне управління КУ може здійснюватись за допомогою:
регуляторів локальних;
систем ИИСЭ IV, ЦТ-5000 (за наявності відповідних блоків і
програм автоматичного управління);
ЕОМ (за наявності відповідних програм управління);
систем централізованого управління КУ;
саморегулювання (при приєднанні БК на затискачі електроприймача
через спільний комутаційний апарат).
При застосуванні діючих автоматичних регуляторів можуть
використовуватися такі параметри регулювання: за величиною , часом доби,
напругою, струмом навантаження, величиною і напрямком реактивної
потужності.
Діючі локальні регулятори не відповідають наведеним вище вимогам, за
винятком регулятора Б2201, за допомогою якого можна керувати за таким
параметром, як вхідна реактивна потужність. Однак цей регулятор не
забезпечує мінімізації втрат в мережах споживача. За нерівномірного і
нерегулярного графіка навантаження не гарантується виконання вимог
енергосистеми до споживання реактивної потужності з її мережі.
Виконання вищезгаданих вимог обумовлює застосування
централізованих способів управління компенсуючими установками,
автоматичного переключення уставок за вхідною потужністю протягом доби
і контролю втрат в електричних мережах підприємства.
Спосіб управління за критерієм (де - реактивна потужність і активний
опір і-го приєднання), який заснований на контролі фактичних значень
вхідної реактивної потужності на вводах підприємства, які відходять від ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
(головної понижуючої підстанції) або ЦРП (центрального розподільного
пункту) підприємства щоразу, коли фактична вхідна реактивна потужність
Qф відхиляється від значення, яке задала енергосистема Qe (від величини
уставки). При цьому секція конденсаторної установки включається в
мережах того приєднання, в якому втрати в даний момент найбільші, і
відключається, де ці втрати найменші.
Рисунок 9.2–Загальний вигляд регулятора реактивної потужності РРП-12
Функціональні можливості пристрою:
Вимірювання та контроль поточного значення cos φ;
Вимірювання поточного значення сили струму по первинній стороні
трансформатора струму;
Вимірювання поточного значення напруги;
Вимірювання значення активної потужності;
Вимірювання значення реактивної потужності і здійснення
регулювання за цим параметром;
Вимірювання значення повної потужності;
Вимірювання значення частоти змінного струму мережі живлення;
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Індикація поточного характеру навантаження - індуктивна (L) /
місткість (С);
Індикація передбачуваного дії: - підключення (+) / відключення (-)
ступенів КБ;
Індикація і завдання режиму роботи регулятора - ручний або
автоматичний (РУЧ / АВТ);
Автоматична комутація (режим АВТ) ступенів конденсаторних батарей
(КБ) для підтримки мінімального поточного значення реактивної
потужності;
Ручна комутація (режим РУЧ) ступені КБ для тестування і
налаштування;
Кількість каналів комутації - 12;
Автоматичне відключення ступенів конденсаторних батарей на
підводному човні по напрузі;
Автоматичне відновлення роботи конденсаторної установки після
аварії за напругою за умови входження вимірюваної величини напруги
в робочий діапазон;
Програма забезпечує рівномірне завантаження однакових за величиною
ступенів КБ.
Компенсація реактивної потужності особливо актуальна для
промислових підприємств, основними електроприймач яких є асинхронні
двигуни, в результаті чого коефіцієнт потужності без вжиття заходів щодо
компенсації становить 0,7 - 0,75. Заходи по компенсації реактивної
потужності на підприємстві дозволяють:
зменшити навантаження на трансформатори, збільшити термін їх
служби;
зменшити навантаження на дроти, кабелі, використовувати їх меншого
перетину;
поліпшити якість електроенергії у електроприймачів (за рахунок
зменшення спотворення форми напруги)
зменшити навантаження на комутаційну апаратуру за рахунок
зниження струмів в ланцюгах
уникнути штрафів за зниження якості електроенергії зниженим
коефіцієнтом потужності
знизити витрати на електроенергію.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВ
Вибір напруги живлячої мережі заводу
Приблизну оцінку величини напруги живильної мережі промислового
підприємства можна визначити за допомогою аналітичних виразів згідно , які
використовують у деяких країнах світу.
Так, в американській практиці для визначення напруги живильної
мережі U (кВ) використовують формулу Стілла
U 4,34 L 16 P
де Р – активна потужність, що передасться лінією, тис. кВт;
L – віддаленість підприємства від джерела живлення, км.
За російськими довідниками формула Стілла подана у вигляді
U 16 4 P L
За довідниками шведських інженерів використовують вираз
U 17 L
16 P
У Німеччині використовують вираз
U 3 S 0,5 L
де S - повна потужність, що передається лінією, тис. кВА.
Вибір номінальної напруги системи електропостачання базується на
методі економічних інтервалів, де струм замінений на потужність при різних
напругах. Наведений аналіз показує , що для максимальних із застосованих
перерізів проводу при даній напрузі усереднені значення активної
потужності становлять для повітряних ліній напругою 35 – 10,5-13 МВт, для
110 кВ – 61-75 МВт, для 220 кВ – 230-270 МВт.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Розрахунок вибору напруги живильної мережі
Підприємство має розрахункове навантаження в Sроз = 5440,25 кВА,
cosφ=0,8 може живитися від районної підстанції двома повітряними лініями
довжиною 21 км. На районній підстанції є рівні напруги 110 та 35 кВ.
Визначити раціональну напругу живлення підприємства. Схема живлення
зображена на рисунку 10.1 Річний час використання максимального
навантаження Тмах = 4500 год/рік. Вартість електроенергії в мережах 35 та 110
кВ становить с0 = 1,5374 грн/(кВт-год), кв = 0,05
кВт .
квар
Рисунок 10.1 – Принципова розрахункова схема живлення
Потужність трансформаторів для живлення підприємства визначаються
виразом
S
S poзmp , 1,4 (10.1)
S 5440,25mp 3885,9кВА. 1,4
Приймаємо два трансформатора потужністю 4000 кВА.
Переріз кожної повітряної лінії визначаються за допустимим струмом
навантаження за виразом
S
І роз (10.2)
2 3 Uном
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
3
І 5,223 1035 43,1А2 3 35
І 5,223 10
3
110 13.7А2 3 110
За допустимим струмом навантаження на напругу 35 кВ вибираємо
переріз повітряної лінії 69,3 мм2, на напругу 110 кВ – 34,3мм2.
З урахуванням економічності приймаємо провід АС-120 на напругу
35кВ і АС-150 на напругу 110 кВ.
Питома вага одноланцюгової повітряної лінії становить відповідно до
напруги 35 Кв – Кл35 =22600,62 грн/км, для напруги 110 кВ –
Кл110=11240,52грн/км.
Вартість трансформаторів ТМН 4000/110/10 і ТМН 4000/35/10
відповідно становить Ктр35 =365500 грн, Ктр110 =835200 грн.
Вартість високовольтних елегазових вимикачів становить для напруги
35 кВ – Квв35 =175900 грн, для напруги 110 кВ – Квв110 =405500 грн.
Вартість високовольтних роз’єднувачів становить для напруги 35 кВ –
Квр35 =25700 грн, для напруги 110 кВ – Квр110 =33200 грн.
Загальні капітальні витрати становлять
K 2 20 Kл 2 Кmp 4 K 8 Kвр
К35 40 22600 2 365500 4 175900 8 25700 2544200 грн;
К110 40 11240 2 835200 4 405500 8 33200 4007600 грн.
Рівний час максимальних втрат визначають за виразом
0,124 4500
2
8760 2886год / рік (10.3)
10000
Коефіцієнт завантаження трансформаторів визначають як
к 5,44з 0,682 4
Річна втрата активної енергії в трансформаторах ТМН–4000/110 при
Рхх 5.2кВт , Ркз 33,5кВт, Uкз 10,5%, Іхх 1%, становить
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
W 1 mp110 2 5,2 0,05 4000 8760
100
2 0,692 33,5 0,05 400010,5 2886 183884кВт год / рік
100
Трансформатор ТМН–4000/35 при Рхх 7,6кВт , Ркз 46,5 кВт,
Uкз 7,5%, Іхх 0,8%, становить
Wmp35 2
7,6 0,05 4000
0,1
8760
100
2 0,692 46,5 0,05 4000
7,5 2886 305661кВт год / рік
100
Втрата активної енергії в повітряних лініях становить
32000
Wпл35 2 3 43.1
2 2886 103 408461кВт год
21120
W 2 32000 3пл110 2 3 13.7 2886 10 33016кВт год21150
Річна вартість втрат електричної енергії
Вен35 1,5374 (183884 408461) 592345грн / рік;
Вен110 1,5374 (305661 33016) 338677грн / рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії
Вw 1,5374 5440,25 0,8 4500 30109825грн / рік.
Експлуатаційні витрати становлять
Век110 0,012 305661 0,024 40846113470,9грн / рік;
Век35 0,012 408461 0,024 33016 5621,9грн / рік.
Амортизаційні витрати дорівнюють
Вам110 0,02 305661 0,044 408461 24085,5грн / рік;
Вам35 0,02 408461 0,044 33016 9621,9 грн / рік.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Плата за кредит
Вкр35 0,12544200 254420грн / рік;
Вкр110 0,14007600 400760грн / рік.
Грошові витрати за варіантами дорівнюють
Вгр Вкр Век Вен ,
Вгр35 254420 13470,9 592345 860235,9грн / рік;
Вгр110 400760 5621,9 338677 1301546 грн / рік.
Прибуток від передачі електроенергії становить
П Вw Вгр ,
П35 30109825860235,9 29249589 грн / рік;
П110 301098251301546 28808279 грн / рік.
Приведені витрати електроенергії становлять
Впр Вкр Вам Век Вен ,
Вгр35 254420 24085,513470,9 592345 884321,4грн / рік;
Вгр110 400760 9621,9 5621,9 338677 754680,8 грн / рік.
З даного розрахунку можна зробити висновок що живлення
підприємства напругою 110 кВ є більш економічним, тому що має більший
річний прибуток і менші річні приведені витрати.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на
співробітника технічної лабораторії
При проектуванні системи електропостачання заводу з виготовлення
верстатів з ЧПУ, що проводиться в даній роботі потрібно використовувати
складні розрахункові комп’ютерні програми і розробку великої кількості
технічної документації. Тому проаналізуємо умови праці дослідника, який
виконуватиме роботу в приміщенні лабораторії з використанням
персонального комп’ютера.
Легкі фізичні роботи (категорія I) охоплюють види діяльності, при
яких витрата енергії дорівнює 105-140 Вт (90-120 ккал/год.) - категорія Iа та
141-175 Вт (121-150 ккал/год.) - категорія Iб. До категорії Iа належать
роботи, що виконуються сидячи і не потребують фізичного напруження.
До категорії Iб належать роботи, що виконуються сидячи, стоячи або
пов'язані з ходінням та супроводжуються деяким фізичним напруженням.
Робоче місце дослідника є постійним і являє собою стіл, на якому
встановлений персональний комп'ютер, принтер та комп’ютерне крісло. Воно
знаходиться в окремому приміщенні, мебльованому робочими столами зі
встановленими на них комп’ютерах.
Ширина столу 0,65 м,довжина столу 1,2 м , висота столу 75 см
усі предмети, що знаходяться на ньому розташовані на відстані не
більше 0,6 см від працівника, отже вони знаходяться в робочій зоні.
висота стільця регулюється см.
Тип робочого крісла обирається у відповідності та в залежності від
тривалості роботи: при тривалій - масивне, при короткочасній - крісло легкої
конструкції, яке легко пересувати. Оскільки в нас робочий процес
довготривалий тому нам слід використати масивне крісло з можливостями
регулювання за висотою від 54 см. до 61 см.
Робоча поза працюючого безпосередньо пов'язана з тривалим
очікуванням закінчення обрахунків комп'ютером, що в свою чергу
призводить до періодичного перебування в незручній, фіксованій позі до 30%
від загальної тривалості роботи.
Однотипність даних на екрані монітору та очікування закінчення
розрахунків може привести до додаткового виснаження ресурсів організму,
швидше стомлення,біль в рухомих елементах тіла, значне зниження
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
працездатності,погіршення зорової активності. Ступінь складності завдання
полягає в виконанні обчислень, обробці отриманих результатів, а також
побудова і обробка графіків і розроблення робочих креслень продукції що
випускається, що відповідає допустимому класу умов праці.
Розміри приміщення лабораторії становлять: ширина – 10 м, довжина –
14 м, висота стелі – 3 м, площа кімнати складає 140 м2. Кімната розрахована
на 10 працюючих осіб, звідси площа, яка припадає на одну людину, дорівнює
14 м2. Об’єм приміщення становить – 420 м3. Звідси об’єм, який припадає на
одну людину, дорівнює 42 м3, що відповідає вимогам ГОСТ 12.1.005 та
ГОСТ 12.1.006. (Пункт 5.1.1.1 Площу приміщення слід приймати з
розрахунку не менше 6 м на робоче місце працівника управління,а на
одного працівника конструкторського бюро не менше 7,65 м .)
Важливе значення мають фактори мікроклімату в робочому приміщені,
так як вони безпосередньо впливають на здоров’я та самопочуття наукового
співробітника. Згідно з ДСН 3.3.6042-99 нормативні значення основних
факторів мікроклімату наступні:
Таблиця 11.1 Допустимі величини температури, відносної
вологості та швидкості руху повітря в робочій зоні виробничих
приміщень
Період року Категорія Температура град.С Відносна Швидкість
робіт Верхня межа Нижня межа вологість % руху повітря
На На не На На не м/с
постійних постійних постійних постійних
робочих робочих робочих робочих
місцях місцях місцях місцях
Холодний Легка Іа 25 26 21 18 75 Не більше
період часу 0.1
Теплий Легка Іа 28 30 22 20 75 Не більше
період часу 0,2
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
1. Температури повітря:
• В теплий період року - 23 - 25 °С (допустима - 20 – 28 °С). ;
• В холодний період року - 22 - 23 °С (допустима - 21 - 25°С).
2. Вологість повітря:
• В теплий період року – 43 - 48 %;
• В холодний період року – 45 - 58 %.
3. Швидкість руху повітря:
• В теплий період року – 0,1 - 0,15 м/с (допустима – 0,1 ...0,2 м/с);
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
• В холодний період року – 0,1 - 0,2 м/с (допустима менше 0,1 м/с).
Фактичні параметри мікроклімату відповідають нормативним вимогам
згідно ДСН 3.3.6042-99. Тому рекомендовано встановити систему додаткової
рекуперації повітря для підтримання вологості повітря в теплий період року в
межах норми.
Природне освітлення здійснюється через 8 вікон. Розміри вікон
приміщення однакові і становлять 2 х 1,5 м. Робочі столи розташовані таким
чином, що вікна знаходяться збоку від працюючого або ззаду. Вікна
обладнані сонцезахисними жалюзі.
Нормування природного освітлення приводиться за допомогою
коефіцієнта природної освітленості (КПО), вираженого в відсотках, яким для
даного типу зорової праці складає 2 % згідно ДБН В.2.5-28-2006. Фактичне
значення КПО становить 15 %. Тому рівень природного освітлення
відповідає ДБН В.2.5-28-2006.
Також в приміщенні передбачене штучне освітлення. Лабораторія
обладнана світильниками типу ЛСП 02В-2х65, кожний з яких має дві
люмінесцентні лампи денного світла. Для даного типу зорової праці
необхідна величина штучного загального освітлення складає 400 лк.
фактична величина становить 437 лк, що відповідає ДБН В.2.5-28-2006.
Оскільки працівник лабораторії проводить дуже велику кількість часу в
приміщенні, то шум від системи вентиляції. Джерелами шуму є вентилятор
охолодження в системному блоці комп'ютера, та вентилятор системи
вентиляції приміщення.
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми допустимих рівнів шуму
на робочих місцях». Нормативне значення еквівалентного рівня шуму при
даному видові діяльності та типу робочого місця складає 60 дБА. Дане
робоче місце не відповідає цій вимозі, оскільки за рахунок великої кількості
комп’ютерної техніки,кондиціонера,а також витяжного вентилятора
фактичний рівень шуму складає 57-66 дБА.
В будівлі, де розташоване лабораторія використовується
електромережа напругою 380 В частотою 50 Гц, але в лабораторії
використовується мережа 220 В частотою 50 Гц. В даному приміщенні
прокладена електропроводка прихованого типу, яка виконана мідним дротом
ВВГ (3х2.5) і прокладена в спеціальних каналах. Таке виконання проводки
запобігає виникненню та поширенню пожежі внаслідок можливого короткого
замкнення в проводці, та можливому ураженню працівника струмом
Обладнання, а саме системні блоки та монітори, ноутбуки, встановлені в
лабораторії, споживають потужність менше ніж 2500 Вт. Тому мережа
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
працює без перенавантажень. Оскільки системний блок комп’ютера має
металевий корпус, то згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в приміщенні передбачено
захисне заземлення, яке забезпечує захист людини від ураження електричним
струмом.
Будівля, де знаходиться лабораторія зроблена із залізобетону, дерев’яні
матеріали відсутні. Стіни оброблені цементною сумішшю, а також
штукатуркою із нанесенням захисної фарби. Підлога – залізобетона, поверх
якої викладена плитка, стеля — з залізобетонної плити, покрита
штукатуркою. Газових і рідких речовин, які б могли спричинити вибух та
пожежу, не виявлено. Виходячи з цього, можна стверджувати, що більшість
матеріалів з конструкції будівлі є негорючими. Офісний інвентар горить і
плавиться при взаємодії з полум’ям. Згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016
досліджуване приміщення за вибухопожежною небезпекою можна віднести
до категорії - В (пожежонебезпечне), оскільки в ньому знаходяться
матеріали, що можуть горіти: меблі, елементи системи живлення
персональних комп'ютерів, книги, документація, тощо.
Лабораторію оснащено системою автоматичної пожежної сигналізації
відповідно до вимог ДБН В.2.5.56-2014 «Пожежна автоматика будинків і
споруд» та ДСТУ ЕN 54-1(12)-2004. У приміщені встановлено:
1.Автономний пожежний сповіщувач
Пожежний сповіщувач, який виконує функції виявлення пожежі та
видачу звукового сигналу за місцем встановлення, але не зв’язаний
контрольними лініями з ППКП об’єкта. Автономний пожежний сповіщувач
має в своїй конструкції джерело електроживлення або під’єднаний до
зовнішнього джерела електроживлення
2.Двоточковий пожежний сповіщувач
Пожежний сповіщувач, що містить у своїй конструкції два чутливих
елемента, розташованих на одній вертикальній осі та конструктивно
скріплених між собою.
Також приміщенні знаходяться чотири вуглекислотних вогнегасника
ВВК-3,5, які використовуються для гасіння легкозаймистих та горючих
рідин, електропроводок, що знаходяться під напругою до 1000 В.
В результаті проведеного аналізу, можливо зробити висновок, що в
теплий період року вологість повітря в приміщенні не відповідає
нормативним вимогам. Тому пропонується встановити в приміщені систему
рекуперації повітря.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
11.2 Кондиціонування і розрахунок потужності кондеціонера
Кондиціонування повітря — створення і підтримка параметрів
повітряного середовища (температури, відносної вологості, складу,
швидкості руху і тиску повітря), найсприятливіших для роботи персоналу,
обладнання і приладів.
У більш вузькому значенні під кондиціонуванням повітря розуміють
відведення зайвого тепла (тепло надлишків) з приміщень, з метою
забезпечення теплового комфорту. Кондиціювання повітря створює найкращі
умови для самопочуття людини й сприяє значному зростанню
продуктивності праці, а такоже поліпшенню якості продукції, що
відпускається (приблизно на 30%).
Приготування припливного повітря в системах кондиціювання
здійснюється в спеціальних пристроях – кондиціонерах. В кондиціонерах
може здійснюватись нагрівання повітря, охолодження, зволоження,
осушення або комбінацію деяких з цих процесів.
Тому в кондиціонерах можуть встановлюватись нагрівачі повітря,
охолоджувачі повітря, камери зрошення повітря водою та інші пристрої.
кондиціонера, який призначений для оброблення повітря;
мережі повітропроводів для забирання та розподілення повітря;
агрегатів для транспортування повітря (вентиляторів,
електродвигунів);
системи теплопостачання та постачання холодного повітря;
регулювальні та запірні пристрої на повітропроводах;
системи автоматичного регулювання, блокування, захисту
калориферів від замерзання тощо.
За призначенням системи кондиціювання бувають:
комфортні;
технологічні;
комфортно-технологічні.
Комфортні – призначені для забезпечення оптимальних санітарно-
гігієнічних умов для людей і застосовуються в житлових, громадських та
промислових будівлях.
Технологічні – повинні забезпечити підтримання в промислових
приміщеннях умов, які необхідні для виконання технологічних процесів,
надійності роботи обладнання, зберігання виробів тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Комфортно-технологічні – забезпечують необхідні параметри
повітряного середовища для людей і технологічного обладнання.
При доборі й компонуванні системи кондиціонування в квартирі,
будинку, офісі або адміністративному приміщенні, головними
визначальними критеріями є:
теплотехнічний розрахунок (в залежності від квадратури
приміщення, кількості людей, скління і освітлення приміщення);
тип кондиціонера, який найбільш доцільно застосовувати в тому чи
іншому приміщенні.
За сезонністю забезпечення необхідних параметрів повітря в
приміщеннях системи кондиціювання ділять на:
такі, що забезпечують відповідні режими протягом року;
сезонні такі, що забезпечують відповідні режими в один з періодів.
За місцем оброблення повітря системи кондиціювання можуть бути:
центральними;
місцевими;
комбінованими (багатозональними).
В центральних системах повітря обробляють в кондиціонерах, які
розташовують в окремих приміщеннях і по системі повітропроводів
подається в приміщення, які необхідно обслуговувати.
В місцевих системах кондиціонери розташовують в приміщенні, які
вони обслуговують.
Потужність (точніше, потужність охолодження) є основною
характеристикою будь-якого кондиціонера. Орієнтовний розрахунок
потужності охолодження Q (в кіловатах) проводиться за загальноприйнятою
методикою.
Q1 - теплопритоки Q1 S h q /1000 , де
від вікна, стін, S - площа приміщення (кв. М);
підлоги і стелі. h - висота приміщення (м);
q - коефіцієнт, що дорівнює 30 - 40 Вт / кб. м:
q = 30 для затемненого приміщення;
q = 35 при середній освітленості;
q = 40 для приміщень, в які потрапляє
багато сонячного світла.
Якщо в приміщення потрапляють прямі сонячні
промені, то на вікнах повинні бути світлі штори або
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
жалюзі.
Q2 - сума Теплопритоки від дорослої людини:
теплопритоків від 0,1 кВт - в спокійному стані;
людей. 0,13 кВт - при легкому русі;
0,2 кВт - при фізичному навантаженні;
Q3 - сума Теплопритоки від побутових приладів:
теплопритоків від 0,3 кВт - від комп'ютера;
побутових приладів. 0,2 кВт - від телевізора;
Для інших приладів можна вважати, що вони
виділяють у вигляді тепла 30% від
максимальної споживаної потужності (тобто
передбачається, що середня споживана
потужність становить 30% від максимальної).
Розрахуємо потужність кондиціонера для офісної кімнати
площею 140 м.кв. з висотою стелі 3 м. в якій працюють 10 людей, а також є
10 комп'ютерів. Кімната розташована на сонячній стороні. Комп'ютери
працюють одночасно у сталеном режимі.
Спочатку визначимо теплопритоки від вікна, стін, підлоги і
стелі. Коефіцієнт q виберемо рівним 40, так як кімната розташована на
сонячній стороні
Q1 S h q /1000 140 3 40 /1000 16,8кВт
Теплопритоки від однієї людини в спокійному стані складуть 0,1 кВт.
Q 1кВт . 2
Далі, знайдемо теплопритоки від побутової техніки. Оскільки
комп'ютер то в розрахунках необхідно враховувати тільки один з цих
приладів, а саме той, який виділяє більше тепла. Це комп'ютер,
тепловиділення від якого становлять 0,3 кВт.
Q3 3кВт .
Тепер ми можемо визначити розрахункову потужність кондиціонера:
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Q Q1 Q2 Q3 16,81 3 20,8кВт .
Діапазонпотужності Q range (від -5% до +15% розрахункової
потужності Q):
20,8 кВт. <Q range < 25 кВт.
Приймаємо канальний високонапірний кондиціонер Mitsubishi Electric
PEA-RP250GAQ TH-AF
Таблиця 11.2 - Технічні параметри кондиціонера
Обслуговуюча плоша 250 м2
Потужність охолодження 25.5 КВт
Потужність обогріву 25.8 КВт
Рисунок 10.2- Загальний вигляд кондиціонера Mitsubishi Electric PEA-
RP250GAQ TH
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
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. Проектирование электроснабжения промышленных предприятий.
Нормы технологического проектирования НТП ЭПП–94. –1-я ред.
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1994.
5. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
6. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и
дипломного проектирования по электроснабжению промышленных
предприятий: Учеб. пособ. для вузов, - М. Энергоатомиздат, 1987, -
368 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик О,В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств
подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Первая редакция № 278. –
М.: 2007.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств .
10. 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.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів.
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред.
Ю.Г.Барыбина и др. – Энергоатомиздат, 1990. – 576 с. 13. ГОСТ 28249-
93. Межгосударственный стандарт.
Арк.
ЧДТУ А1 1810 58/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138