ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4203| Title: | Електропостачання заводу з виготовлення фурнітури та комплектуючих для відкатних воріт |
| Authors: | Яценко, Ірина В'ячеславівна Поденко, Володимир Іванович |
| Keywords: | Електропостачання підприємств;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2022 |
| Abstract: | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виготовлення фурнітури та комплектуючих для відкатних воріт. 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. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/4203 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Поденко.pdf Restricted Access | 1.62 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій і робототехніки
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
ПОГОДЖЕНО
Завідувач кафедри _________О.О. Ситник
«_____» __________2022 року
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
на тему: «Електропостачання заводу з виготовлення фурнітури та
комплектуючих для відкатних воріт»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 206
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Поденко Володимир Іванович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Яценко І.В. .
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(прізвище та ініціали)
Черкаси 2022 року
ЗМІСТ
ВСТУП.................................................................................................................. .......
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ............................................................................ .......
1.1 Характеристика об’єкта проектування.................................................. .......
1.2 Характеристика електроприймачів (ЕП) цеху...................................... .......
1.3 Характеристика цехів об’єкта……………........................................ .......
1.4 Характеристика джерела живлення…………………………………... ……
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ.................................... .......
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП............................... .......
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів.......................................................... .......
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем........................................................................... .......
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції.................................................................................................. .......
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання……………………………………………………... ……
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………. ……
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства………… ……
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)…………………. ……
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ…………………………………….. .......
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства……………… ……
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі………………………………. ……
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП……………………. ……
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………………….. ……
4.1 Вибір трансформаторів ГПП………………………………………….. ……
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності................................ .......
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві……………… ……
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ………………………. ……
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі………………………………………………………………….. ……
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж…………………………. ……
ЧДТУ А1 20073 58/04
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Поденко Електропостачання заводу з Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Яценко виготовлення фурнітури 3
Реценз. та компле ктуючих для
Н. Контр. Ключка відкатних воріт ФЕТР СКЕСЕ 206
Затверд. Ситник
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В………………………………………………………………... ……
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………………………. ……
6.2Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках…………………………………….……………………………. ……
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ…………………………………………………………………… ……
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ……
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП………………….. ……
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………………………….. ……
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН…………………….. ……
7.4 Вибір трансформаторів струму…………………………………….. ……
7.5 Вибір трансформаторів напруги…………………………………….. ……
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………………………... ……
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ................... .......
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху.............. ……
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем.................... ……
8.2.2 Загальні відомості………………………………………………. ……
8.2.2 Розрахунок освітленості……………………………………….. ……
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок………………... ……
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву............... ........
8.3.1Особливості розрахунку цехових електричних мереж……… ........
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту……………………………………………… ……
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги……… ……
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ………… ……
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В........... .......
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ…………………………………………... ……
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ…………………………. ……
8.5 Захист цехових електричних мереж....................................................... ........
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………………………. ........
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………………………. ……
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Монтаж внутрішніх електричних
мереж електропров одки у т р у б а х……….…………………………… .......
9 .1 Області з астосув ання та в ибір т руб.................. ... .................. . . ......... .......
9.2 Загальні правила монтаж у труб для електропр о водок......... . ........ . ......
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 . 3 Т е хнолог ія монт ажу стал евих т руб та електро п роводок у т р убах.. .......
1 0 Т Е ХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА…………………………………… .......
11 ОХОРОНА ПРАЦІ………………………………………………………… .......
11.1
11.2.
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ............................................................ .......
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вступ
Випускна робота бакалавра є завершальним етапом навчання студентів
у вищому навчальному закладі для отримання освітньо-кваліфікаційного
рівня бакалавр і спрямована на систематизацію і розширення теоретичних
знань студентів, розвиток аналітичного й творчого мислення, виконання
розрахунково-графічних робіт, курсових робіт а також на закріплення
навичок використання сучасної обчислювальної техніки.
Електропостачання практично всіх електричних приймачів
здійснюється від об'єднаної електроенергетичної системи держави, яка в
даний час являє собою складний об'єкт, властивості якого визначаються
безперервністю виробництва, відповідністю генерації і споживання
електричної енергії для кожного моменту часу, та передачею і розподілом із
високими економічними показниками та показниками надійності.
Які б не були перспективи видобутку та імпорту паливно-енергетичних
ресурсів, подальший нормальний розвиток системи електропостачання,
неможливий без врахування системи економії та забезпечення
електроенергії.
Електрична енергія використовується для живлення електроприймачів
цеху, за для виконання ними їх технологічних функцій. Найбільш
раціональною, для даного цеху є схема розподілу електричної енергії
виконана по радіальному принципу. Монтаж кабелів проводиться в лотоках,
а монтаж проводів марки АПВ у сталевих трубах.
Електропостачальна система (ЕПС) промислового підприємства, яка
складається з електричних мереж напругою до 1000 В та вище,
трансформаторних та перетворювальних підстанцій, призначена для
подавання електроенергії від джерела живлення до електроприймачів в
достатній кількості і необхідної якості згідно з вимогами виробництва. Вибір
складових елементів ЕПС робиться по розрахунковим електричним
навантаженням. Заниження розрахункових навантажень веде до перегріву
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
елементів системи електропостачання і до прискорення їх зносу, завищення
розрахункових навантажень веде до зайвих капіталовкладень та збільшенню
витрат на системи електропостачання. Таким чином видно, яке значення має
розробка й упровадження в практику проектування систем
електропостачання науково обґрунтованих і достатньо точних методів
розрахунку електричних навантажень.
Енергетична програма України передбачає подальший розвиток
політики по енергозбереженню. Економія енергії повинна здійснюватися
через перехід на енергозберігаючі технології виробництва, перетворення й
використання енергетичних витрат. Основи розвитку української технології –
це побудова електростанції великої потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
1.1 Характеристика об’ єк та проектування
Завод, електропостачання якого проектується в даній бакалаврській
роботі, займається виготовленням фурнітури та комплектуючих для відкатних
воріт. Завод спеціалізується на виготовленні фурнітури для відкатних воріт,
фурнітури для підвісних воріт, ролікові каретки, напрямні, регулювальні
пластини, замки для відкатних воріт та хвірток, Т профіль для воріт
та інші аксесуари. Для виробництва обладнання
підбирається індивідуально, згідно вимог замовника та продуктивності
виробничих потужностей.
Основні корпуси і підрозділи: ливарний цех, випробувальний цех,
ковальський цех, заготівельно штампувальний цех, цех металоконструкцій,
монтажний цех (виконує всі види робіт по випуску функціонально завершених
тренажерів), термічний цех, інструментальний цех, зварювальний цех,
ремонтний цех, цех лиття пластику, гальванічно фарбувальний цех
(в якому для підвищення якості і зносостійко сті деталей і виробів їх
покривають тонким шаром металу шляхом електролізу і фарбують знососос-
тійкою фарбою), насосна станція, заводоуправління.
Живлення усіх цехів підпр иємства виконано по радіальній схемі розподілу
електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми, є наявність на
території підприємства цехів обладнання котрих відноситься до першої
категорії.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є сім цехових
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безпе рервне живлення підприємства від головної понижуючої підстанції
(ГПП), що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
підприємства. Живлення ГПП , згідно ПУЕ глава 4.2 [ 1 ] , здійснено від двох не
залежних вводів районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така
схема живлення є надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні
характеристики [ 1 - 5].
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна розбити
територію підприємства на категорії, що до надійності енергозабезпечення.
Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ (глава 1.2.17 –
1.2.20) [ 1 ] до 1-ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку
для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток, зв'язаний з
ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом
складного технологічного процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в
наступних цехах заводу: ливарн ому це ху, ковальському цеху, зварювальному
цеху, термічному цеху.
Вказані електроприймачі будуть забезпечуватися живленням від двох
незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання допускається лише
на час автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться решта спожива чів.
Перерва в роботі цих об’єктів, не приведе до зупинки технологічно го процесу,
псуванню обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози
для людського жи ття.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і автоматики в
живильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1 -ї і 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1 -ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування розумно робить не
на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових пунктах, до яких
приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих пунктів здійснюється
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
від різних підстанцій чи секцій підстанцій, і для переключення застосовується
найпростіша автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл
електричних навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а
не по цехах у цілому.
Не відповідальні споживачі третьої категорії живляться лише від одного із
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці, на низькій
стороні 0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
1 0
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.2 Характеристика електроприймачів цеху
Проектування електропостачання цеху розглянемо на прикладі цеху
металоконструкцій. Ключова діяльність цеху – виготовлення
нестандартних металоконструкцій різного профілю для відкатних
воріт. Цех призначений для виготовлення виробів, виробництво
яких неможливо поставити на конвеєр. Всі вироби виготовляються з
застосуванням ручної праці.
Електричне обладнання цеху розраховане напругу живлення 0,4
кВ і живиться від власної цехової понижуючої трансформаторної
підстанції за радіальною схемою розподілу електроенергії. Обладнання
цеху живиться від цехових РП, що розташовані в безпосередній близькості
від сформованих груп технологічного обладнання.
Габаритні розміри цеху складають 54х54 м, площа відповідно
2916 м2 .
За класифікація приміщень згідно з ПУЕ [1], приміщення цеху
відноситься до нормальних, тобто – це сухе приміщення з опаленням,
безпечне щодо корозії, пожежі та вибуху.
Живлення зі заводської головної понижуючої підстанції ГПП
напругою 10 кВ подається до цеху, в якому передбачається встановлення
відповідної цехової трансформаторної підстанції ТП, параметри якої
будуть визначено у процесі проектування.
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання в нормальних режимах не використовується.
Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не виникає.
Встановлена потужність, режими роботи, реактивна потужність та інші
характеристики приведено у таблиці 1.1.
Територіальне розміщення основного обладнання цеху приведено на
рисунку 1.1.
В цеху на рівні технологічних зв’язків з здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1],
до ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час
після аварійного режиму.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
План розміщення електричного обладнання
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання
яких доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5
графічної частини, а також на рисунку 1.2.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі,
що потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
металоконструкцій
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Верстат повздовжньої 2 18 0,8
різки
2 Верстат поперечної різки 1 22 0,8
3 Відрізний верстат 1 8,4 0,86
4 Профилегінний верстат 1 23 0,8
5 Багатопозиційний 1 11 0,82
свердлильний верстат
6 Вальцювальний верстат 1 7,8 0,85
7 Фарбувальна камера 1 48 0,91
8 Прес 2 13 0,84
9 Точковий зварювальний 1 38,6 0,93
верстат
10 Фрезерний верстат 1 16,3 0,84
широкоуніверсальний
11 Подаючий верстат 1 8,1 0,86
12 Компресор 1 32 0,84
13 Насос охолоджувальної 2 12,4 0,82
рідини
14 Насос 1 17,8 0,84
пожежогосподарчий
15 Вентилятор витяжний 5 5,5 0,8
16 Прокатний верстат 3 34,7 0,88
17 Тельфер 1 11 0,8
18 Зварювальний 2 32,3 0,93
маніпулятор
19 Обертовий маніпулятор 2 17,3 0,85
20 Вирубний прес 1 16,3 0,83
21 Свердлильний верстат 1 7,8 0,8
22 Розточний верстат 1 6,4 0,84
23 Заточний верстат 2 6,4 0,86
24 Розмотуючий верстат 1 6,4 0,88
25 Верстат токарний 6 7,5 0,84
26 Верстат гумового лиття 4 8,4 0,87
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
27 Термопласти автомат 2 31 0,85
28 Вентилятор приточний 3 16,5 0,88
Разом 51
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Основні корпуси і підрозділи заводу з виготовлення фурнітури та
комплектуючих для відкатних воріт: ливарний, випробувальний цехи,
ковальський цех, заготівельно штампувальний цех, цех
металоконструкцій, монтажний цех (виконує всі види робіт по випуску
функціонально завершених систем), термічний, інструментальний цех,
зварювальний цех, ремонтний цех, цех лиття пластику, гальванічно
- фарбувальний цех (в якому для підвищення якості і зносостійкості
деталей і виробів їх покривають тонким шаром металу шляхом
електролізу і фарбують знососостійкою фарбою), насосна станція,
заводоуправління.
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна
розбити територію заводу на категорії, що до надійності
енергозабезпечення. Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ [1]
до І - ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати
небезпеку для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток,
зв'язаний з ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи
тривалим розладом складного технологічного процесу. Споживачі першої
категорії знаходяться внаступних цехах заводу: ливарному цеху,
ковальському цеху, зварювальному цеху, термічному цеху.
Вказані електроприймачі будуть забезпечуватися живленням від
двох незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання
допускається лише на час автоматичного включення резерву.
До споживачів ІІ-ї та ІІІ-ї категорії відносяться решта споживачів.
Перерва в роботі цих об’єктів, не приведе до зупинки технологічного
процесу, псуванню обладнання, погіршення екологічного стану чи
виникнення загрози для людського життя.
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії.
1.4 Характеристика джерела живлення
Основним високовольтним обладнанням заводу є сім
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін..) і трансформаторів по пропускної
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності [ 1, 2, 3, 5, 6].
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття розрахункове навантаження витікає з визначення
розрахункового струму І , за величиною якого вибирають всі елементи роз
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const І . роз
При змінному навантаженні, коли її графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I (t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі,
рівної 3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття
«розрахунковий струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж
максимального нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що
й початкове змінне навантаження I (t) .
Значення І роз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U I pоз cospоз .
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
t
1
P . P(t)dt
t
Активне розрахункове навантаження P аналогічне поняттю pоз
«розрахунковий максимум» P або «максимального навантаження» max
I I , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30–хвилиних max роз
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо
згідно методики [6], яка поширюється на в сі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх
методів розрахунку.
При визначені електричних навантажень промислового підприємства
враховуюємо ступень (рівень) системи електропостачання, розрахунки на
кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої та
великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності P підприємства. Розрахункова потужність P pоз pоз
– це така потужність, при якій термін службі елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина P відноситься pоз
до сукупності вихідних даних на проектування системи
електропостачання.
Розрахунок навантаження підприємства від окремого
електроприймача (ЕП) до підприємства у цілому (на рівні ГПП) виконуємо
нормативною методикою [6]. При цьому у розрахунках використо вуються
слідуючи позначення та співвідношення:
- номінальна потужність, Р ; ном
- паспортна потужність, Рпасп ;
- установлена потужність Р . у
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
p ; у pном pпасп
2) для електродвигунів, які працюють у повторно–короткочасному
режимі:
pу pном p , пасп ТВ
де ТВ – тривалість включення, що задається у паспорті у відсотках.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностів електроприймачів, що входять у
групу
n n
Qном qном рном tg . (2.1)
1 1
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню К р , за
співвідношенням:
Рроз К p Кв Рном , (2.2)
де К р f Kв , пе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймвчів пе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Згідно [6] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– T 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять a
розподільчі шинопроводи, пункти, щити. Значення К для таких мереж р
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або таблиці 2.1;
– T 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових a
трансформаторів. Для таких випадків значення К для приймають згідно р
таблиці 2.2;
– T 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою К . р 1
Відмітимо, що добуток К Р є проміжною допоміжною в ном
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів пе визначаємо за
співвідношенням:
2
п
Pном
п 1 е . (2.3) п
п р2ном
1
Величину пе можна також визначати за спрощеним
співвідношенням:
2 pном
пе . (2.4)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.4) число пе буде більше за п ,
тоді слід прийняти n пе . Якщо рном max / pном min 3 , де pном min –
номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді також
приймаємо ne п .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними
kв і знаходимо за формулою
п
кв і рном і
К 1в , (2.5) п
рном і
1
де п – кількість характерних категорій, що входять у дану групу.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження К р
для різних Кв в залежності від пе
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К р
для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
п е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К р
на НН цехових трансформаторів і для магістральних
шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К в
п е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 и
более
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Более 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1в, цеху . (2.6) п
Рном і
1
З урахуванням (2.6) співвідношення (2.2) для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху К р Кв, цеху Рном К р Кв, i Рном і . (2.7)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, по підприємству в
цілому розраховується за співвідношенням
Qроз цеху К р Кв Рном tg Рроз цеху tg . (2.8)
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S P2 Q2 (2.9) роз роз роз
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні
місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2, 6 ].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) –
(2.9) та графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункової активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2 .3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [2, 6 ] .
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової
потужності не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи
ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується
у графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
р 3 р ; q 3 q , ном ном о ном ном о
де р , q – активна і реактивна потужності однофазного ЕП; ном о ном о
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він
враховується як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (верстат повздовжньої різки) Рном,1 .
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином, що
мають однакову величину коефіцієнта використання К та номінальну В
потужність, групова встановлена (номінальна) активна потужність
дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном1 18 2 36 кВт.
Визначаємо розрахункову величину К Р для цієї ж групи, В ном,1
використовуючи значення К з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку В
К Р заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3 В ном,1
КВ Р кВт. ном,1= 0,7 36 25,2
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо
її у відповідну графу таблиці 2.3.
К Р квар. В ном,1 tgφ=0,7 36 0,7518,9
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 1
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин
КВ Рном, та КВ Рном, tgφ ,
а саме: КВ Рном та КВ Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів пе за
спрощеним співвідношенням (2.4):
2 807,4
пе 33,6 .
48
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.6)
567,2
Кв, цеху 0,7 .
807,4
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин пе 33,6 та
К = 0,7 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності В, цеху Кр, цеху
який дорівнює
К = 1,08 р, цеху
За співвідношенням (2.7) знаходимо розрахункову активну
потужність цеху
Р = кВт. роз цеху 1,08 567,2 = 612,6
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається
наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при пе 10 Qроз Кв Рном tg .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів пе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число
підсумкової строки графи 9:
Qроз цеху 338,5квар
Повну розрахункова потужність S роз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.9)
Sроз 612,6
2 338,52 699,9 кВ∙А
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається
рівної потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази [ 2 , 6 ] .
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Р (кВт) ном у
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Р 3 Р або Р 3 S ТВ cos , ном, у ном.max ф ном, у пасп пасп
де Р – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт; ном. max ф
S – паспортна потужність, пасп кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф .
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з
використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
P(a) К ; в Рав (ав)а Кв Рac (аc)а Кв Рао
Q , (a) Кв Рав q(ав)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао
де P P – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між aв, ac
фазами ав і ас;
P , Q – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним ao ao
та нульовим проводами);
– коефіцієнти зведення навантажень, що (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а
включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) . (2.10)
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
, , 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5 (ав)а, (вс)в (са)с
, , –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5 (ав)в, (вс)с (са)а
q , q , q 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29 (ав)а, (вс)в (са)с
q(ав)в,, q(вс)с , q 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29 (са)а
Враховуючи те, що однофазне обладнання в нормальних режимах в
цеху не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не
здійснюємо.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Виконаємо розрахунок освітлювального навантаження методом питомої
потужності на прикладі цеху з виготовлення металоконструкцій [7, 8, 9 ].
Приміщення цеху відноситься до категорії пожежобезпеки «Г».
У відповідності до категорій пожежозахисту, згідно ПУЕ (глава 6.5),
приміщення ми будемо обирати тип світильників, розташування в
робочій зоні цеху .
Виробнича частина будівлі цеху має наступні геометричні розміри цеху
(згідно аркуша плана живлячих та розподільчих мереж) (А=54 м (ширина));
(В=54 м (довжина)); (S=2916 м2 (площа)).
Для освітлення цеху ми використаємо світильники типу ЛСО-04 з чотирма
лампами типу ЛБ-65. Світильники на тросові на висоті h=5,8 м.
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження приміщення цеху.
Спочатку визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу :
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.11)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення ;
S – площа приміщення, м2;
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
в изначається за формулою:
Е к
рп.о.ф Р
ф з.ф
п.о.табл кр , (2.12) 100 кз.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки , Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт , лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 0
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
р 14,6 200 1,8п.о.ф 0,3 9,78 Вт/м
2.
100 1,6
Рм.о. 0,95 9,7 2916 20300 Вт,
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення
приміщення цеху визначаємо за виразом:
Qм.о Рм.о tgо , (2.13)
де tgφ0 – відповідно cosφ для кожного типу світильника ;
Qм.о 20,3 0,2 4,1 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
заводу викону ємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
виконано від силового трансформатора, що живить будівлю управління
заводу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
авар ійне освітлення 220 В.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
Р Р Р , (2.14) 0,38 цеху роз, цеху роз , ос , цеху
Р0,38цеху 612,6 20,3 632,9кВт
Q (2.15) 0,38, цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху
Q0,38, цеху 338,5 4,1 342,6 квар
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S роз, Р0,38 цеху Q0,38 цеху (2.16)
2 2
S 632,9 342,6 719,7 кВА. роз,
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв
і визначається за даними [1, 2 , 6].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху . (2.17) i i
i i
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Аналогічно до пункту 2.4 бакалаврської роботи розраховуємо
сумарні потужності інших груп електроспоживачів заводу. Результати
розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Користуючись сумарними розрахунковими даними таблиці 2.4
знаходимо приблизну потужність заводу:
2 2
SНН ГПП 0,95 6249 3673 7249кВА.
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
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій (ГПП, ТП) на
території заводу (цеху) – одне з важливих питань при побудові
раціональної системи електропостачання.
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих
підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на
вибір місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо
точні методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці
приблизно 510 % )[ 2].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати
ЦЕН ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При
цьому у якості навантаження Рроз (Qi роз
) має використовуватися
і
розрахункове значення потужності (активної і реактивної відповідно), що
отримано у попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у
випадку окремих електроприймачів − номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку
представляють у вигляді відповідної таблиці.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН
реактивного навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі,
знайдені координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу
вибору місця розташування ГПП. В цьому випадку координати
змінюються в часі в межах зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу
розраховуються за відомими методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху
високовольтних двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також
попередньо обраний спосіб компенсації реактивної потужності.
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 [ 2, 5, 7].
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш
простий з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В
якості центру кола вибирають центр електричного навантаження приймача
електроенергії, а радіус кола пов’язують з розрахунковою потужністю
приймача; значення його знаходять з умови рівності розрахункової
потужності в деякому масштабі площі кола
Pроз
r i , (2.18)
m
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; i
r – радіус кола;
m – масштаб.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
конденсаторних установок, які розташовуються в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів і
синхронних електродвигунів. У зв’язку з цим, в загальному випадку, для
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної
потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 Pроз цеху
с.н ; (2.19)
Р0,4 цеху
360 Pроз ос. цеху
оc.н , (2.20)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Дані для побудови, що розраховані за формулами (2.18) – (2.20)
картограми електричних навантажень зводяться у таблицю 2.5.
При проектуванні для рішення питання про розміщення на території
заводу підстанцій на генеральний план заводу наноситься картограмма
електричних навантажень, яка являє собою ряд кіл у центрах навантаження
окремих будівель, цехів та споруд.
Радіус розрахункового кола визначається за виразом (2.18).
Pрозi 632,9r 32,6мм
m 3,14 190
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням згідно виразам (2.19), (2.20).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3600 612,6
с.н 348. 632,9
3600 20,3
о.н 12. 632,9
де і – величина сектору у градусах.
Аналогічно знаходимо навантажувальні координати інших цехів і споруд;
резул ьтати розрахунків заносимо до таблиці 2.5 .
Т еоретичний центр електричних навантажень визначаємо як точку з
відповідними координатами:
n
(Pм.i xi)
Х i1n ; (2.21)
Pсум.i
i1
n
(Pм.i y i )
Y i1 ; (2.22) n
Pсум.i
i1
де Х; Y – координати центру електричних навантажень по об’єкту, м;
х , у – координати іогоі і навантаження об’єкту, м;
Рм.і – максимальне навантаження іого цеху, кВт.
(1453,8 220) (645 410) (632,9 360) (1294,7 360)
Х= 6248,6
=290 м ,
(1379,1 230) (523,2 180) (320,1 370)
6248,6
(1453,8 300) (645 360) (632,9 280) (1294,7 210)
Y= 6248,6
=228 м .
(1379,1180) (523,2 60) (320,1 60)
6248,6
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встано влюємо головну понижуючу підстанцію (ГПП) .
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір місця розташування цехової ТП
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання [ 2, 6, 7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний
метод (погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
п
Рроз хi i
Х i1ЦЕН (2.21) п
Рроз i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
п
Рроз уi i
У i1ЦЕН (2.22) п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз хi i
Х ЦЕН
i1 (2.23)
п
Qроз i
i1
п
Qроз уi i
УЦЕН
i1 (2.24)
п
Qроз i
i1
де P і Q – номінальна активна і реактивна потужності роз і роз і
електроприймачів, xi , yi – координати відповідного споживача.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), виконуємо за допомогою
електронних таблиць Excel. Для кожного споживача заносимо його
встановлену потужність та координати (у міліметрах згідно креслення 5 на
А1 ) у відповідні стовбці таблиці 2.6. Координати ЦЕН отримаємо також в
міліметрах після того, як у таблицю 2.6 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.6 – Розрахунок центру електричних навантажень
Pi, Xi, Yi, P ∙X P ∙Y Х Y
кВт м i i м i i цен цен
Найменування
Верстат повздовжньої
18 6 108 38 684
різки
Верстат повздовжньої
18 10 180 38 684
різки
Верстат поперечної
22 6 132 36 792
різки
Відрізний верстат 8,4 16 134,4 38 319,2
Профилегінний верстат 23 10 230 36 828
Багатопозиційний
11 12 132 36 396
свердлильний верстат
Вальцювальний
7,8 16 124,8 36 280,8
верстат
Фарбувальна камера 48 34 1632 34 1632
Прес 13 22 286 40,2 522,6
Прес 13 26 338 40,2 522,6
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Точковий
38,6 24 921,6 40,2 1552
зварювальний верстат
Фрезерний верстат
16,3 24 391,2 32 521,6
широкоуніверсальний
Подаючий верстат 8,1 26 210,6 36 291,6
Компресор 32 48 1536 34 1088
Насос охолоджувальної
12,4 48 595,2 33 409,2
рідини
Насос охолоджувальної
12,4 48 595,2 32 396,8
рідини
Насос
17,8 48 854,4 31 551,8
пожежогосподарчий
Вентилятор витяжний 5,5 6 33 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 14 77 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 24 132 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 30 165 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 40 220 30 165
Прокатний верстат 34,7 10 347 18 624,6
Прокатний верстат 34,7 14 485 18 624,6
Прокатний верстат 34,7 18 624,6 18 624,6
Тельфер 11 48 528 44 484
Зварювальний
32,3 12 387,6 16 516,8
маніпулятор
Зварювальний
32,3 20 646 16 516,8
маніпулятор
Обертовий
17,3 12 207,6 20 346
маніпулятор
Обертовий
17,3 20 346 20 346
маніпулятор
Вирубний прес 16,3 3 48,9 10 163
Свердлильний верстат 7,8 9 70,2 10 78
Розточний верстат 6,4 16 102,4 4 25,6
Заточний верстат 6,4 8 51,2 2 12,8
Заточний верстат 6,4 20 128 2 12,8
Розмотуючий верстат 6,4 4 25,6 4 25,6
Верстат токарний 7,5 10 75 4 30
Верстат токарний 7,5 22 165 4 30
Верстат токарний 7,5 28 210 12 90
Верстат токарний 7,5 28 210 10 75
Верстат токарний 7,5 30 225 12 90
Верстат токарний 7,5 30 225 10 75
Верстат гумового лиття 8,4 46 386,4 12 100,8
Верстат гумового лиття 8,4 50 420 12 100,8
Верстат гумового лиття 8,4 46 386,4 3 25,2
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Верстат гумового лиття 8,4 50 420 3 25,2
Термопласти автомат 31 46 1426 10 310
Термопласти автомат 31 50 1550 10 310
Вентилятор приточний 16,5 50 825 36 594
Вентилятор приточний 16,5 50 825 34 561
Вентилятор приточний 16,5 50 825 32 528
28904,9 19282,2 36 24
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс
у тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в
місцях концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено
високовольтні двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН складають:
Х 36 м ; 24 м. ЦЕН YЦЕН
На плані цеху (рисунок 2.3) вказано місця знаходження
теоретичного центру електричних навантажень. З урахуванням
розрахованих координат обираємо місця розташування цехової
трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або
у випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів, обираємо місця встановлення
цехову КТП ближче до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 2.3).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження [ 2, 6, 7].
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встановлюємо головну понижуючу підстанцію
(ГПП).
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів, обираємо місця встановлення
цехову КТП ближче до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 2.3).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції
(ГПП), підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II
категорії, які необхідні для функціонування основних виробництв [1 ].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величини, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [10], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнюваних варіантів.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми
РУВН «схема 35-9А» та «схема 110-3Н» [ 1, 2, 10].
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання
району чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж. Для
обраної схеми, використовуючи її особливості, переваги і недоліки,
наводяться основні вимоги по роботі схеми у нормальному і
післяаварійному режимах при відключених кількох приєднаннях з
урахуванням допустимого навантаження обладнання, що залишається в
роботі.
Далі оцінюється спроможність схеми РУВН забезпечувати необхідну
надійність роботи РУ, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на
окремих елементах схеми без відключення приєднань або з відключенням
приєднань.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вказується, яким чином забезпечується виконання вимог щодо
забезпечення необхідної надійності роботи РУ, виходячи з умов
електропостачання споживачів відповідно до категорій електроприймачів і
транзитних перетоків потужності по міжсистемним і магістральним
зв’язкам.
Попередньо визначається, якого типу (відкритого чи закритого і
чому) буде РУ.
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії [ 1].
Основним високовольтним обладнанням заводу є сім
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і
автоматики в живильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування є питома
вага електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження
І-ї та ІІ-ї категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати,
починаючи з вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага
електроприймачів І-ї категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення
за допомогою резервних перемичок невеликої потужності. Іноді таке
резервування розумно робить не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а
на цехових силових пунктах, до яких приєднані електроприймачі І-ї
категорії. Живлення цих пунктів здійснюється від різних підстанцій чи
секцій підстанцій, і для переключення застосовується найпростіша
автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл електричних
навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а не по
цехах у цілому.
Не відповідальні споживачі третьої категорії живляться лише від
одного із вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці,
на низькій стороні 0,4 кВ.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують
при забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично
допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями. Переріз, що відповідає
таким вимогам, визначається згідно ПУЕ [ 1].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
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
[ 1, 2].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
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;
– 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 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі,
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
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.
Сис тема живлячої мережі (зовнішнього електропостачання) включає
систему електропостачання від джерела живлення (районної підстанції) до
підприє мства. Основними умовами проектування раціональної системи
зовнішн ього електропостачання є надійність, економічність та якість
електро енергії мережі.
Нап ругу мережі зовнішнього електропостачання (до території
підприє мства) визначаємо згідно технічних умов енергосистеми на
підключ ення і залежить від потужності підприємства, його віддаленості від
джерела живлення, наявності об’єктів з різко змінним характером
наванта ження, напруги і резервних потужностей останніх, перспектив
розвитк у мереж енергосистеми і промислових підприємств у даному районі.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприє мства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибираю ть не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заз далегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовні шнє електропостачання підприємств даного типу . У цьому випадку
ми не в раховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив'яза них до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспек тивний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схем и е лектропостачання промислового підприємства:
- від райо нної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням наявності
на р а йонній понижуючій підстанції (РПП) вільної потужності на порівнюваних
напр угах;
- від РПП з установкою на ній трансформ аторів чи автотрансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При цьому враховуються частка витрат і вартість втрат за коефіцієнтом,
S
обумовленому як відношення p 4 ,
Sn
де Sn - потужність трансформаторів підстанції глибокого вводу
промислового підприємства (для даного типу підприємств номінальна
потужність трансформаторів складає Sn=10 МВА);
Sp - потужність трансформаторів на РПС (для нашого енергетичного регіону
на РПС, зазвичай використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-
200000/220/110, з потужністю первинної обмотки
Sном(ВН)=200 МВА, а вторинної обмотки Sном(НН)=100 МВА.
Витрати на електропостачання промислового підприємства до РПС,
наприклад, на лінії електропередачі між районними підстанціями, 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 ГОСТ 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 ПЛ 35-110 кВ і 1,62 для ПЛ 220-
330 кВ [ 1, 3, 4].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
ми приймаємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на РПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано по силовій
повітряній лінії 110 кВ, від РПП до ГПП підприємства, за допомогою
повітряної лінії, що в свою чергу прокладена на сталевих опорах типу П110-1,
з габаритним прольотом 380 м.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
Ртр 0,02 Sпр ,
Qтр 0,1 Sпр .
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Р т р 0,02 7249 145 кВ т,
Q т р 0,1 7249 724,9 квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом:
Sр о з р (6249 145)
2 (3673 724,9)2 7760,5 кВА .
Для живлення нашої ГПП, згідно ПУЕ використовуємо
високовольтну повітряну лінію напругою 110 кВ.
Переріз мережі живлення ГПП вибираємо за допустимим струмом
навантаження в нормальному режимі роботи.
Розрахунковий струм живлячої лінії визначаємо згідно виразу:
І 7760,5мах 40,8 А. 3 110
Значення перерізу лінії живлення вибираємо згідно в залежності від
виду виконання мережі і матеріалу, температури середовища.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
після аварійного режиму згідно умови:
2. 40,8<1.1,25.265
Згідно ПУЕ , щодо мінімальної площини перерізу проводу, яка здатна
витримати ожеледь, в зимову пору року, та утворення на проводах крижаної
корони, ми приймаємо сталеалюмінієвий провід з перерізом S=70 мм2, марки
АС-70, який розраховано на допустимий струм Ідоп=265 А, напругою 110 кВ.
Вибраний нами провід повністю відповідає усім умовам і режимам
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 5 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
роботи
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній),
по яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства,
втрати напруги мають істотно різну величину [ 2].
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 стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен
виконуватися з урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий
(менше 2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії
U/ф
U/ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /ф
U/ /ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити,
відповідно, вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU
//
ф (3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U U
/ )2 (U/ / )2ф2 ф ф (3.8)
та його фаза
U/ /ф
arctg . (3.9)
U /ф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має вид
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній
складовій U/ . Тоді втрати напруги U приблизно визначається за
формулою
U U/
P R Q X P R Q X
3 (Ia R Ip X)
і і і і ,
Uі Uном
(3.12)
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км
Dcp
X 0,144 lg 0,0157 Х/0 0 Х
/ /
0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули
D 3cp D12 D13 D23 , м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову
розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
Ia
і ; Ip
і (3.18)
3 Uі 3 Uі
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за
співвідношеннями (3.5) – (3.18), можна зробити висновок, що згідно
проведених розрахунків параметри провідника забезпечують передачу
необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП згідно вимог ПУЕ (глава 1.4), повинні забезпечити
надійне електропостачання в нормальному, аварійному і після аварійному
режимі. Для цього приймаємо, для живлення нашого підприємства, два силові
масляні трансформатори однакової потужності. Потужність трансформатора
вибираємо таким чином, щоб при відключенні одного з трансформаторів
інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ, якими
передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у після
аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не більше 6
годин протягом не більше 5 діб [ 1, 11, 12].
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
Ртр 0,02 Sпр , (4.1)
Qтр 0,1 Sпр . (4.2)
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Р т р 0,02 7249 145 кВ т,
Q т р 0,1 7249 724,9 квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом:
S 2розр (Рм Ртр ) (Qм Q
2
тр ); (4.3)
Sр о з р (6249 145)
2 (3673 724,9)2 7760,5 кВА .
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу:
S
S розртр ; (4.4)2 0,7
S 7тр
7 6 0 , 5 5543,2 кВА.
2 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
60
По отриманому значенню потужності вибираємо найбільш доцільну
номінальну потужність трансформатора Sн.тр=6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після
аварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовуємо добовий типовий графік навантаження, в якому максимальне
навантаження буде відповідати Sрозр об’єкта, згідно чого робимо масштаб по
вісі навантажень (рисунок 4.1)
S кВА
8500 Sмакс
8000
7500 7760,5
7000
6984
6500 Sн.тр
6000 6208
5500
5583
5432
5000
4500 4656 4656
4000
3880
3500
3000
3104 3104 3104
2500
2000 2328 2328
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Типовий добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 6 1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу:
n
1 (S
2
i ti )
К1 1i n , (4.5)Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
(3,1 1) (2,32 1) (2,32 2) (3,1 1) (5,58 1)
1 (5,43 3) (4,65 3) (4,65 3) (3,88 1) (23,1 1)
К1
0,65 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу:
m 2
1 (Si ti )К` 1i2 m , S (4.6)н.тр ti
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
К` 1 ((6,98 2) (6,2 2) (7,76 3))2 0,42 . 6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом:
К``
0,9 S
2
розр ,
S (4.7)н.тр
К`` 0,97760,52 1,11. 6300
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 6 2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
К2доп≥К2 (4.8)
1,4≥1,11
На основі розрахунків вибираємо [2] трансформатор марки ТМН 6300/110
з напругами ВВ=115 кВ; НВ=11 кВ, потужністю Sн.тр=6300 кВА.
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.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [11, 12 ].
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один
з можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей
конденсаторів (НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків
наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 6 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
напругою 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 Qсум HK2
. (4.9)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень дорівнює:
P
N maxmin N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи
трансформаторів, кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N .
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Qmax T Nе к 2заван.ф Sном T Рmax , (4.12)
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S
де к ТПзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, кзаван.ф .
Ne Sном T
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13) 0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш 0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку
не потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax Q0,4 HK1
Nе Sном Т (4.14 )
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1 , K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9 ) - (4.14)
вибирається кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна
реактивна потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді ітогової таблиці «Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ» (таблиця 4.1).
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасночасно з вибором низьковольтних батарей
конденсаторів (НБК) у такій послідовності:
Вибираємо економічне оптимальне число цехових трансформаторів
та економічне оптимальне значення потужності НБК.
Визначаємо мінімальне число цехових трансформаторів однакової
потужності, що призначені для живлення низьковольтових споживачів
напругою 0,4 кВ:
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 342,6 - 258,6 84 квар
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначаємо за виразом:
Q _ _HK2 Qм0,38 QHK1 Nе Sн.тр ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [2, 1 0].
QHK2 342,6
_84_ (0,18 2 630) 31,8 квар
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2 ,
QНКΣ=84+31,8=115,8 квар
Приймаємо згідно ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки марки
УК3-0,415-60 Т3 потужністю Qкку=60 квар і напругою живлення U=0,4 кВ.
Сумарна ємнісна потужність цеху буде становити ∑Qкку=120 квар
Розрахунок вибору кількості та потужності силових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності, приводимо на прикладі
цеху металоконструкцій.
Аналогічно виконується вибір інших цехових трансформаторів та
конденсаторних батарей. Результати розрахунків зводимо в таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 6 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану
розвитку даного району з урахуванням балансу реактивної потужності,
виходячи із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм
кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50 160
[ 13, 14].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [11, 12].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором
інших основних елементів системи електропостачання підприємства з
урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір
виконують на основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а
також КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід
застосовувати двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів
регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв
різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише
в тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною
завдання електропостачання підприємства. Компенсація реактивної
потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах
промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат
електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними
є максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужність, що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qвк кн.с Qм Q
_
тр Q
_
ек Qнкф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми [6];
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Q в к 0,92 3673 724,8 – 298,9 – 2005 1800 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [12 ] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 7 1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по
мінімуму приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт [ 1, 2, 17].
При виборі і обґрунтуванні схеми слід привести всі фактори, які
впливають на вибір (у тому числі, надійності і зручності експлуатації,
розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
перспективу розвитку мережі тощо).
Вказується, у якої мірі вони враховані і чому
Вказується, за якою схемою здійснюється внутрішньозаводський
розподіл електроенергії (наприклад, магістральною) і чому.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну
схему розподілення електроенергії на підприємстві.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розподіл електроенергії у внутрізаводських електричних мережах
виконується по радіальній схемі розподілу електроенергії (згідно розділу
1.1.1), в залежності від територіального розміщення навантажень, їхнього
значення, необхідної ступеня надійності живлення й інших характерних рис
проектованого підприємства.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів, ми звернемо
увагу на обладнання, яке використовується у виробничому про цесі заводу.
В нашому випадку відповідальні електроспоживачі знаходться в наступних
цехах: в цеху пральних машин барабанного типу, в цеху центрифуг, в цеху
пральних машин актіваторного типу, в цеху посудомийних машин, в
гальванічному цеху, на насосній станції .
Зважаючи на те, що усі інші цехи підприємства в своєму складі не мають
високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконується також по
радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на стороні 0,4
кВ. Прокладення кабельних ліній виконано в спеціально створених підземних
кабельних каналах, за схемою глибокого вводу.
Споживачі першої та другої категорії як правило, згідно ПУЕ (глава
1.2.17), живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це, до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні ми враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції і розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП, в залежності від їх
навантаження та ступеню резервування. Резервування споживачів, що
живляться від однотрансформаторних підстанцій, як правило виконується від
більш потужного джерела живлення (0,4 кВ), за допомогою резервної
перетинки до більш потужної ТП.
Обрана схема розподілу електроенергії є хоч і не економічно вигідною,
але має значні переваги перед магістральною схемою розподілу. До таких
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 7 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
переваг ми віднесемо перевагу резервування, легкість ремонту, та
обслуговування без втручання в енергопостачання інших цехів, здатність
Знеструмлювати окремі цехи не зупиняючи виробництво підприємства. Також
суттєвим рішенням при виборі радіальної схеми розподілу електроенергії є
невелика територіальна площа заводу, та сконцентрованість
розташування основних виробничих цехів.
5.2 Розрахунок ліній електропередач
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно [1, 15 , 1 6] вибираємо за
економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та після аварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної Рт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора:
Рм10 Рм0,4 Рт Рм 0,4 0,02 Sн.тр ; (5.1)
Qм10 Qм 0,4 Qт Qм 0,4 0,1 Sн.тр ; (5.2)
де Рм 0,4 ; Qм0,4 – розрахункові навантаження ТП-3 на стороні 0,4 кВ
Рм10=632,9+0,02.630=645,5 кВт;
QМ10=342,6+0,1. 630=405,6 квар.
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.1 – Розрахункові данні повної потужності споживачів
Рм.0,38 , Qм.0,38 , Sн.тр , Рм10 , QПозиція м10
,
кВт квар кВА кВт квар
ТП-1 1453,8 841,7 1000 1473,8 941,7
ТП-2 645 386,1 630 657, 6 449,1
ТП-3 632,9 342,6 630 645,5 405,6
ТП-4 1294,5 799,3 1000 1314,5 899,3
ТП-5 1379,1 825 1000 1399,1 925
ТП-6 523,2 285,3 1000 543,2 385,3
ТП-7 320,1 192,9 630 332,7 255,9
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу:
2 2
S
z z
Л Рм10 Qм10 , (5.3)
i1 і1
де Рм.10 і Qм.10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
z – кількість трансформаторів в лінії.
Розрахуємо потужність лінії, що живить трансформаторну
підстанцію ТП-3
S 2 2Л(ГПП ТП3) 645,5 405,6 762,4 кВА.
Розрахунковий струм в нормальному режимі визначаємо як
I SЛ Л , 3 U (5.4) н
I 762,4Л(ГПП ТП3) 44,1 А . 3 10
Згідно отриманих розрахункових даних, для живлення трансформаторної
підстанції ТП-3, приймаємо трижильний алюмінієвий силовий кабель в
свинцевій оболонці типу АСБГ (3×25), Іном.каб=90 А.
Виконаємо перевірку кабелю на допустимий струм в після аварійному
режимі роботи за співвідношенням [2]
2 Iл Iдоп К1K2 К3 ;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 7 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря в середовищі яких прокладено кабель;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно;
К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах.
2 44,1 90 1,04 0,87 1,25 101,7
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом:
U 3 Іл L(r0 cos x0 sin);
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ та sinφ – визначаємо згідно виразів:
cos P м10 ,
Sл.і
cos 645,5 0,84 .
762,4
звідсти
sin 1 cos2 ,
sin 1 0,842 0,54
U 3 44,1 0,13 (1,54 0,84 0,072 0,54) 13,2 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 5.2.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 7 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ [1] , є прийнята схема електропостачання та величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова схема мережі і схема
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з 110 кВ
Хс
K1
Хпл
ТР Rпл
К1
Хтр К2
K2
Л1 K3 Л2 K4 Л3 K5
Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-1 ТП-3 ТП-4
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку
струмів к.з у високовольтній мережі
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях [18 -20] при цьому всі
о пори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 7 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
За базисні умови приймаємо згідно [9]:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
I S бб , (6.1) 3 Uб
I 100б1 0,5 кА, 3 115
I 100б 2 5,5кА. 3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
Х S бс , (6.2) Sк.з.
Х 100с 0,037 . 2700
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r l б0л л 2 , ( 6.3) Uб1
R 0,38 150 100пл 2 0,43; 115
S
Xпл x0л lл б , (6.4) U2б1
Х 0,06 150 100пл 1152
0,068.
– трансформатора ГПП
Uкз SХ бтр ,. ( 6 .5) 100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора [8], %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Х 10,5 100тр 1,66. 100 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1кз(К1) ,
Х2 R2сум(К1) сум(К1)
І 0,5кз(К1) 1,13 кА.
0,1052 0,4312
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,037 0,068 0,105;
Rсум(К1) Rпл ,
Rсум(К1) 0,431
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
іуд(К1) 2 Ікз(К1) куд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
3,14( сум(К1) )
куд(К1) 1
Х
е сум(К1) ,
3,14(0,431)
куд(К1) 1 2,718 0,105 1,18.
іуд(К1) 2 1,13 1,18 1,86 кА .
В точці К2
І
І б2кз(К2) ,
Х2сум(К2) R
2
сум(К2)
І 5,5кз(К2) 3,02кА
1,7722 0,4312
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 0
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,037 0,068 1,66 1,772 ;
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,431
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
іуд(К2) 2 3,02 1,01 4,27 кА,
R
3,14( сум(К2) )
к 1 е Х сум(К2)уд(К2) ,
3,14( 0431 )
к 1 2,718 1,772уд(К2) 1,01.
В точці К3
І
Ікз(К3) б2 ,
Х2 2сум(К3) Rсум(К3)
І 5,5кз(К3) 2,73 кА.
1,8362 0,8362
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1,
Хсум(К3) 0,037 0,068 1,66 0,064 1,836 ;
Rсум(К3) Rпл Rл1 ,
Rсум(К3) 0,431 0,405 0,836
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
іуд(К3) 2 2,73 1,02 3,89 кА.
R
3,14( сум(К3) )
к Хсум(К3)уд(К3) 1 е ,
3,14(0,836 )
к 1 2,718 1,836уд(К3) 1,02.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
81
В точці К4
І
І б2кз(К4) ,
Х2 2сум(К4) Rсум(К4)
І 5,5кз(К4) 2,04 кА.
1,8442 1,9712
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,037 0,068 1,66 0,072 1,844 ;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
Rсум(К4) 0,4311,54 1,971
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 2,04 1,05 2,99 кА.
R
3,14( сум(К4) )
к 1 е Х сум(К4)уд(К4) ,
3,14(1,971)
куд(К4) 1 2,718 1,844 1,05
В точці К5
І
І б2кз(К5)
Х2 2сум(К5) Rсум(К5)
І 5,5кз(К5) 2,64 кА
1,8372 0,982
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,037 0,068 1,66 0,065 1,837 ;
Rсум(К5) Rпл Rл3 ,
Rсум(К5) 0,431 0,549 0,98
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ;
іуд(К5) 2 2,64 1,02 3,78 кА
R
3,14( сум(К5) )
к 1 е Хсум(К5)уд(К5) ,
3,14( 0,98 )
к 1,837уд(К5) 1 2,718 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,105 0,431 0,44 1,13 1,86
К2 1,772 0,431 1,82 3,02 4,27
К3 1,836 0,836 2,02 2,73 3,89
К4 1,844 1,971 2,7 2,04 2,99
К5 1,837 0,980 2,08 2,64 3,78
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.[ 18, 19, 20].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,068 0,24
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм к.з.
S1 k S3к к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з., від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 2700 4050 кВА.
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом
S1I1 кkc , 3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
8 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
I1 4050kc 21,3 кА. 3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I1кc 3 1 ;
Iб xc1 xc2 xco
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х бсо І(1)
хс1 хс2 ,
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
х 3 1 5,5со 0,037 0,037 0,7 21,3
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о
х (1 0,24) (1,66 1,66)0 0,7 (1 0,24) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 IІkA1
б ;
хрез1 хрез2 хо
хрез1 хрез2 хс1 хл1;
хрез1 0,037 0,037 0,105
І(1) 3 1 5,5kА1 17,5 кА 0,105 0,105 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та
особливості компоновки як самої комплектної трансформаторної
підстанції (КТП), так і розподільчих установок високої і низької напруги.
Вказується область застосування КТП, основні вимоги до місць
встановлення, характеристика ізоляції, категорії розміщення тощо [ 1].
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується
склад підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл.
Матеріали можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або
іншими кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розгалуження виводів для окремих груп 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 виконується 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої мережі
підприємства і розмноження виводів для окремих груп спожива чів.
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 виконується від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими з
регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори
потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою вторинною
обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи вторинних
обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних перемикань в
трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне обґрунтування.
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 наше підприємство є окремо розташованим об’єктом і
має першу категорію надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ (глава 4.2),
ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ, і напругою
низьк ої сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апарат ів РУВН
Вибір силової апаратури мережі живлення
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів к.з.
Результати вибору згідно [ 15, 16, 19] заносимо до розрахункових таблиц ь
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,8 А Iн=2500 А
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =1,13 А Iвідкл. =40 кА
Вк І
2 2
t tф 1,86 0,035 0,121 В І2к m tm 102
2 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів к.з;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,8 А Iн=1000 А
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =1,13 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 8 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
До силової апаратури розподільчої мережі ми віднесемо ввідні та
секційний вимикачі [ 2 , 1 5 , 1 6 , 1 9 ] .
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=427,2 А Iн=1000 А
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І
2
t tф 4,27
2 0,12 2,18 Вк Іm tm 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розрmax(ввід) , 3 10,5
І 7760,5max(ввід) 427,2 А. 3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=213,6 А Iн=630 А
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА
В І2к t tф 4,27
2 0,12 2,18 Вк І
2
m tm 52
2 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,5 S
І розрmax(секційний) , 3 10,5
І 0,57760,5max(секційний) 213,6 А. 3 10,5
7.4 Вибір трансформатора струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні (таблиця 1.12) [ 1 , 2 , 1 5 , 1 6 , 1 9 ] .
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до трансформатора
струму марки ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=427,2 А Iн=500 А
іуд =4,27 кА ід= 70 кА
В І2 t 4,32к t ф 0,12 2,21 В 2к Іt tт.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
r прилприл ,
I22Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА .
r 7прил 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 9 0
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S2 Н I
2
2 Н (rприл rк )rпров 2 , I2 Н
2
r 15 5 (0,28 0,1)пров 2 0,22. 5
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l
F p
ρ
пров . , rпров.
F 25 0,02пров 2,27. 0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформатора напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6 .
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що Потужність, що cosφ
Прилад Тип споживається Кількість споживається
котушкою, Вт котушок tgφ P, Q, S, Вт вар ВА
Вольтметр Э-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
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 9 1
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі точності
0,5 S2H 120 (ВА) більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги буде
працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ розділ 1.4.16 – 1.4.18, визначаємо за
виразом
It tF фmin , С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з, А;
tt=∞ = іуд.і– ударний струм к.з (табл.1.7), що діє на вибраний нами відрізок
лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с2 [2]. мм
F 2990 0,2min 15,8 мм. 83
Фіктивний термін дії к.з, можна визначити по виразу
tф=tзах+tвідкл,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
Tф=0,08+0,12=0,2
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП3), що має переріз
F=25 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проекті.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 9 2
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальні струми та напруги. Суттєве значення має мікроклімат
виробничих приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл.1.1 ПУЕ
[1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за
конструкцією провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані голими
проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями
і ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т. ін.
На промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене
застосування: для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в
якості мереж зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного
призначення та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або
змішаною схемами. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування [ 1 , 7 ] .
Магістральні схеми широко використовують в приміщеннях з
нормальним середовищем із рівномірним розподілом технологічного
обладнання. При цьому нерідко трансформатор цехової підстанції не має
розподільчого щита на низькій стороні і магістральна мережа виконується
за схемою блоку «трансформатор-магістраль» (рисунок 8.1).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.1 – Магістральна схема цехової електричної мережі:
1 – магістральний шинопровід; 2 –розподільчий шино провід;
3 – електроприймачі
Магістральну мережу, як правило, виконують з використанням
шинопроводів. Мережі, що виконані подібним методом, по гнучкості та
універсальності є найбільш досконалими.
В якості магістральних шино проводів використовується
комплектний шино провід типу ШМА в якості розподільчого – ШРА.
У цехах з декілька ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі, як правило, живляться від декількох підстанцій та
секціонують нормально відключеними автоматичними вимикачами
(рисунок 8.2).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любим
середовищем. Від ТП відходять лінії, що живлять безпосередньо потужні
ЕП або розподільчі пункти (РП) і силові шафи, від яких окремими лініями
живляться менш потужні електроприймачі (рисунок 8.3 ).
Рисунок 8.3 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Недоліком радіальних схем є більша вартість порівняно з
магістральними внаслідок більшої кількості ліній до ЕП, збільшення
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
загальної довжини цехової мережі, і, як наслідок, збільшення застосування
більшої кількості кольорового металу та комутаційно-захисних апаратів.
Розподільчі пункти зазвичай живляться від цехової ТП кабелями, марка і
спосіб прокладки яких визначається характером середовища в приміщенні.
Переваги радіальної схеми живле ння порівняно з магістральною
полягає в більш високої надійності електропостачання і зручності
експлуатації. При коротких замиканнях припиняють роботу один або
декілька ЕП, підключених до ушкодженої лінії; решта продовжують
роботу.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх
виконання здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології
виробництва, умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та
пожежної безпеки згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження
та її розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми
та конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні
на збірних шинах ТП що малоймовірне внаслідок достатньо надійної
конструкції шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що
споживається, витрачається на електричне освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості
продукції, знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та
випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з
світлотехнічної та електричної частин [8, 9].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш
доцільні висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають
якісні характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної
установки, вибір раціонального перетину і марки проводу, способу
прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його
аналіз, необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення.
На другому етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою котрих є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в
залежності від розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні
освітленості, якісні показники освітлювальних установок, до яких
відносяться показник засліпленості (дискомфорту), пульсації освітленості,
кольоропередача, нерівномірність розподілу освітленості [9].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності
вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
розміщенням світильників під стелею освітлюваного приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо в
виробничих приміщеннях технологічне устаткування розміщене
рівномірно по всій площі з однаковими умовами зорової роботи і
необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в приміщеннях є
робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для створення
на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо),
у приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на
окремих дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких
виконуються роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів
освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має
становити 10 % від нормованої для комбінованого освітлення.
Використання в приміщеннях тільки місцевого освітлення нормами
заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють
на робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення технологічного процесу, а також порушення роботи
відповідних об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости,
електрощитові і т. ін.). Це освітлення називають аварійним освітленням
для продовження роботи, воно має створювати на робочих місцях 5 %
нормованого робочого освітлення при системі загального освітлення, але
не менш як 2 лк.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.2.2 Розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку
Розраховуємо освітлення цеху з виготовлення металоконструкцій
методом світлового потоку.Виходячи із розряду з орової праці, згідно ПУЕ
(розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам освітленості [9] визначаємо освітленість
системи загального освітлення цеху Ен 200 лк.
kз Еmin S zФ ,
N
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [8];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м
2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, Вт.;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [8] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв е h,
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
N A B 2 , Lв
N 54 54 2 89,7 90 шт. 5,8
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [9], в залежності від прийнятого типу світильника , коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
і А В ;
h(А В)
і 54 54 4,7.
5,8 (54 54)
де h – висота підвісу світильника, м.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
99
Ф 1,6 200 2916 1,1 17022 лм.
90 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ЛСО-04 з чотирма лампами типу ЛБ-65, Рл=0,065 кВт, та має
світловий потік Фл=4300 лм. Загальний світловий потік від одного світильника
буде становити Фсв=17200 лм.
Виконаємо перевірку правильності вибору джерела освітлення цеху, в
найбільш характерній точці, за точковим методом по кривим просторовим
ізолюкс, згідно виразу: n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 kз
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
μ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, μ=1,1-1,2;
n
ei - сума освітленості від світильників, лк;
i1
Е 17200 1,1 200 236,5 лк.
1000 1,6
Прийнятий нами світильник повністю відповідає умовам вибору, так як
отримане значення світлового потоку, в результаті перевірки, не менше
отриманого значення вибору світлового потоку світильника.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
1 00
Змн. А рк. № докум. Підпис Дата
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж [1, 2, 8, 9].
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не
вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В
змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента,
використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у
тому числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не
менше ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою
застосовуваної напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги
до 220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються
складовою частиною аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного
джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною
небезпекою (але не особливо небезпечних).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 101 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127 – 220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих,
жарких і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається
тільки в арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих
умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
– необхідний рівень надійності живлення;
– регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела
живлення;
– простоту і зручність експлуатації;
– економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується
для силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг
380/220 або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за
умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками
освітлення. Групові лінії служать для приєднання світильників до
групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати
захисту на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних
апаратів на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком
ліній, що живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і
більше і газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку
струм захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової
мережі не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 102 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути
однофазними (1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим
проводом (2ф + N), трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними
(3ф + N). Останній вид лінії використовується найбільш часто, тому що
дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу, забезпечити
рівномірне навантаження фаз, знизити коефіцієнт пульсації при живленні
світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.5). Радіальні схеми
використовуються при високих навантаженнях групових щитків (порядку
100–200 А) і забезпечують більш високу надійність живлення.
Магістральні схеми дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і
апаратуру на розподільних пунктах, однак мають меншу надійність
живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення через їхню
гнучкість.
Рисунок 8.5 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.6). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачати можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної
перемички.
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.7) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних
установок живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При
аварійному відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
резерву (АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних
установок від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення
живиться перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по
відношенню до трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.6 – Схема живлення освітлювальної установки
від однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.7 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання
розрахункова потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
n
Рроз кп Рном , і
i1
де к – коефіцієнт попиту; п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт; номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,і
i1
де к – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних дод
ламп зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого
освітлення в живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос 0,95 1,25 90 (4 0,065) 27,8кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.8.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.8 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 90 розподілена на 5
групові щитки робочого освітлення рівномірно по 18 штук. Світильники
кожного групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі
за припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при
цьому кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його
конструкції і роду прокладки відповідає допустимий нормований струм
( Ідоп , А). У такий спосіб у практичних розрахунках користаються готовими
таблицями довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ
і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25 С та 15 С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця
коефіцієнтів перерахування, що приведена в ПУЕ [ 1].
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за
допустимим струмом навантаження є
І І , (8.8) доп роз
де І – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А. роз
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
P 3роз 10
I pоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 103роз
I pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Pроз 10
3 P 3роз 10
I pоз ,
3 U cos 3 Uф cosл
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф ,U л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ;
без конденсаторів – cos 0,57 .
P 103роз 27,8 10
3
I pоз 44,5A
3 U л cos 3 0,38 0,95
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, що відповідає розрахунковому
струму I pоз 44,5А обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ (3х10)+(1х6) з допустимим струмом 65 А.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Рисунок 8.9 – Схеми підключення світильників
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості
на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби,
останнє особливо важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109–97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків,
а також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками,
– не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
10 % Uном , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша
напруга в ламп не повинна перевищувати 105 % U [ 1, 2, 13].ном
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
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Uм Uхх Uтр Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі; м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за хх
номінальну);
U – втрата напруги в трансформаторі; тр
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи. min
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cos U p sin ,
де Ua ,U p – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення
розрахункового навантаження трансформатора до його номінальної
потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кзa ;
Sном.тр
U U 2 2p кз Ua ,
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз ,
Uкз вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без
урахування індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги,
обраної системи мережі і матеріалу провідника ;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга
провідників
мережі, Система мережі і роду струму
мідних алюміні
В
євих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або
220 12,8 7,7
постійного струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності. Так для схем,
приведених нижче, моменти будуть мати значення
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 23 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 27,8 23159,9 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Pроз ос
де P2 ,
4
27,8
P2 7 кВт.
4
L = 50 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі, 0
L = 25 м – довжина магістралі,
Pроз ос
P ; 2
90
27,8
P 0,309 кВт. 2
90
Таким чином
М2 7 50 0,309(5012,5) 369,3 кВт∙м.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U .
C F
Для першої ділянки:
159,9
U1 0,6 %.
46 6
Для другої ділянки:
369,3
U2 1,3 %
46 6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не
нижче 97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів,
проводів, шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на
напругу до 1 кВ [ 1 , 2 ] .
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Uном , результати
розрахунку навантаження цеху (п. 2).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
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.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
- мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за
числа годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000
– 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ,
також освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих
і закритих розподільчих установок всіх напруг ;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном
служби 3–5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
- вибір по умовам теплового нагріву;
- по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
- термічну стійкість до струмів короткого замикання;
- втрати напруги;
- механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму, від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження, від температури умов оточуючого середовища, характеру
приміщення і типу ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладання, а потім
виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу I pоз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови:
нагрів провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість
до струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів
в цілому за співвідношенням
P
I = ном , pоз
3 UН cosφ
де Р – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; ном
UН = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз КУ. П І , Н. ДОП Л
де І – допустимий тривалий струм лінії живлення, А; Н. ДОП. Л
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І Н. ДОП. Л Іm a x = 1,25 І , Р
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3
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 ПУН,
застосовуємо коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на
шинах 0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість
споживачів, що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм
не перебільшує І роз, РП .
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів
системи електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки
цехової мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і
значенням максимального пускового або пікового струму вибирається
переріз провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених
перевантажень мережі і коротких замикань [ 1 , 2 ] .
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів
захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
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.
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
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори
по - різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих
ЕП, освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного
конкретного випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших
нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних,
а й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму,
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі [ 1 , 2 ] .
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить
від відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний,
тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних
перевантажень стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та
кінцевих муфт й окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина
нагрівання їх електричним струмом у нормальному, форсованому та
аварійному режимах. Якщо температура нагрівання перевищить
допустиму, то залежно від величини перевищення й тривалості часу,
елемент може бути пошкоджений, що спричинить порушення нормальної
роботи системи, а в гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести
до пожежі. Тому для всіх видів провідників та умов їх застосування
головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
теплового впливу: максимально допустимою температурою та тепловим
зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника
максимальної температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий
період. При різких піках навантаження більшу небезпеку становить
можливість перевищення максимально допустимої температури. Якщо
графік навантаження рівномірний, більшу вагу має складова теплового
зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати
мережу від перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього
середовища, характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все
необхідно вибрати марку провідника, визначитися з умовами його
прокладки і потім виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при
якому провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює
максимальній тривало допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до
гранично допустимої температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз ,
обчислене за формулою
Pроз
Ipоз =
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ
«Тривало допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана
умова
Imax Ipоз Iдоп ,
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
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 [ 1 , 2 ] .
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
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 8.4.
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
118
3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
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
δU = ΔUЦЖ(%) + ΔUТ(%) - ΔU(%) , ( 8.11)
де ΔUЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ(%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути
не більше встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50160. [13, 14].
Співвідношення (8.36) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче КU U , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 КU U% , (8.12)
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.5),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно ГОСТ 13109
або ДСТУ EN 50160. [ 13, 14].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U =ΔUЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin . (8.13)
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі
S
ΔU = maxТ (Uа cosφ + Uр sinφ) , (8.14)
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
Uа =
КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U U2 - U2р КЗ а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного
трансформатора, значення Smax як правило, лежить в
1
діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка
створюються цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT
регулюється зміною кількості числа витків трансформатору, тобто зміною
коефіцієнта трансформації, за співвідношенням
W
U2 U
2
1 . (8.15)
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.4.
Таблиця 8.4 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Оскільки серед електроприймачів заводу відсут ні споживачі, що значно
впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову мережу
на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуємо для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. 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 δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
U E
m
1 m Uтр Uм U
сп 5,
i1
де Еm – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [6]:
U1 15 5,22 13,2 5 8,42 5% Uн 525 В
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом:
S
U мтр (Ua cos Up sin), Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 1 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
100 P
U кзa , Sн.тр
U 100 8,5a 1,34 % ) 630
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
U U2 U2p кз a ,
U p 5,5
2 1,342 5,5 %.
U 9 5 8 , 3 тр (1,34 0,95 5,5 0,31) 5,22 630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги:
U2 Em кз (Uтр Uм ) Ucп 5%
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В:
U2 15 0,3 (5,22 13,2) 5 14,4 5% Uн 525 В
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 1 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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.) [1, 2].
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 І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП
визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.16)
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.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу,
номінальний струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне
виконання та особливості застосування.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розподільчі пункти живляться від загально цехового ввідного РП
загально цехового ввідного розподільчого пункту, що отримує живлення від
силового понижувального трансформатора, цехової ТП.
Для визначення номіналу та типу силової (0,4 кВ) розподільчої апаратури
спочатку визначимо струм, що буде проходити на затискачах вторинної
обмотки силового трансформатора за виразом
S
І н.тр
кз
р ; 3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції (таблиця 1.4),%.
І 1260 0,54р 1034 А. 3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
1600 ≥1260 1250>1,1. 1034=1137,4 А
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА88-43, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 А.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач серії ВА88-40, що також встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 A.
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір.св
800 ≥630 630>1,1
. 547,4=602,14
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом
0,5 S І номр.св ;3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 1 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА;
І 0 , 5 р
7 1 9 , 7 547,4 А .
3 0,38
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
І .д.д>Ір кз
1250>1034.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-4; Ід.д=1250 А; Uн =0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
1 2 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [20]. 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 [ 1].
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ
Розр ахунок виконуємо, згідно ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), враховуючи усі
активні і реактивні опори мереж, включаючи опори трансформаторів струму,
автомати чних вимикачів, перехідних опорів контактних з`єднань. [1, 18, 20].
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з,
приведен а на рисунку 8.11 .
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.11 – Електрична схема і схема заміщення частини мережі 0,4 кВ
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
І(3)
U
к.з.
0 ,
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U .0=1,05 Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці
(К1), спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку
1.4.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за
виразом :
r Рк.з 10
3
тр 2 , 3 Ін.тр
де ΔРкз – потужність к.з. трансформатора , кВт;
r 5,5 10
3
тр 0,002 Ом. 3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора:
S
І н.тр 3н.тр 10 , 3 Uн
І 630н.тр 10
3 958,3 А.
3 380
Повний опір дорівнює:
U 2 3
z к.з.
Uн 10
тр , 100 Sн.тр
z 4,5 380
2 103
тр 0,01031 Ом. 100 630
Індуктивна складова опору трансформатора хтр:
х z2 2тр тр rтр ,
хтр 0,01031
2 0,0022 0,0101 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1:
2 2
Z(К1) rтр rав rтс rш rпр хтр хав хтс хш ,
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 1 2 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,002 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,01 Ом.
0,0101 0,00008 0,00002 0,000014
2
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом:
U
І(3) 0к.з.(К1) , 3 Z
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
І(3) 399к.з.(К1) 29,3 кА. 3 0,01
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу:
2 2Z(К2) r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл хав , (1.109)
0,00227 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,000082
Z(К2) 0,0123Ом
0,010233 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
2
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
3
виразами: r lл 10л , F
де lл – довжина кабельної лінії, км;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
r 0,005 1000л 0,0223 Ом.. 32 70
хл lл х0 ,
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом:
І(3)
U0
к.з.(К2) , І
( 3)к. з . ( 2
399
) 18,7 кА. 3 Z(К2) 3 0,0123
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 1 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму
однофазного короткого замикання показує, що величина цього стуму
головним чином залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як
нами обрано у якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію
КТП, все обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі
встановленими у них автоматами, шинами і другими елементами –
розраховано на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам
стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної
потужності. Таким чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє
задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії струмів КЗ, у тому
числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає необхідність у
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на
стійкість [1, 2 ] .
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за
струмом режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або само запуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі,
такий захист повинен забезпечувати по можливості найменший час
вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово–побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо
за умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ [1].
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
129
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях
приєднання до живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та
вимірювання, вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають 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 апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020–95, виконані стандарті DIN, мають одно–, дво–,
три– і чотириполюсне виконання [2 1].
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 т. д. 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
розчиплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких
слід притримуватися при виконанні дипломного проекту :
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає
по елементу, що захищається:
I ; (8.17) ном. роз. I роз
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок
сповільненого спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід
обирати по умові:
Iном. роз (1,11,3)I роз (8.18)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном. роз.е (1,251,35)iп (8.19)
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
130
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де і – пікове навантаження. п
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови
І ; Н В. А. ІРОЗ
ІН Т. Р. 1,1 І ; р
ІН Е.Р. 1,25 ІП ,
де І – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача; Н А. В.
ІРОЗ – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від
його виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Ір .
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30 [22].
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення: ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
131
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряємо на захищеність згідно умови [ 1 ] :
К І К І , сх доп зах зах
де К – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху; сх
І – тривалий допустимий струм провідника, А; доп
К – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для зах
електромагнітного розчиплювачів;
І – струм спрацювання апарату захисту, А. зах
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір 11,6 А , І 19А, ДОП
І = 13 А. ЗАХ
119 А 113 А .
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 [ 1, 2].
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
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 .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної
tпр(п) і аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / /прп f (рисунок 8.4), де / / I/ / / I .
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
133
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в
залежності від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005
/ / .
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється
за формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
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 ГОСТ 13109 [ 1, 2, 13].
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 134 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрати напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги.
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U maxТ Ua cos Up sin ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
Ua
КЗ – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр U
2
КЗ U
2
a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%,
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних
навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги.
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули
S
ΔU МТ = (UА cosφ + UР sinφ) ,
SН. Т
де SМ – максимальне навантаження одного трансформатора,
SН . Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
U КЗА = 100% – активна складова напруги КЗ,
SН. Т
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 135
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
UР U
2 2
КЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, Р Вт, КЗ 7600
1
U 5,5 %, S 630кВ∙А, КЗ Н . Т SМ SТП 408,5 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
7600
UА = 100% 1,2% ; UР = (5,5)
2 (1,2)2 5,37% .
630000
Втрати напруги ΔU на цеховому трансформаторі складуть: Т
408,5
ΔUТ = 1,2 0,9 5,37 0,433 2,58% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення прийме вид
100% + 5% – 2,58% – 1,11% = 101,31 % ≥ 95 %.
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись,
що можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
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 [1, 2].
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.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
136
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю
закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.12 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.12 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань
обираємо комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПР Рівненського
заводу високовольтної апаратури (РЗВА) [23].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПР–630/10/0,4–04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу МРЗС05.
Склад підстанції 2КТПР–630/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
137
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо однорядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.13 приведено загальний вид шаф КТП.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
138
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
874±4
325 16
Ô "À" 1
À
Ô "Â"
14
Â
Ô "Ñ" 13
Á 2
12
11 3
Ðó÷êà
17 10 ïåðåìåùåíèÿ
Âêàò
9 Âûêàò
4
15 5
6
8
7
750 1200
Рисунок 8.13 – Загальний вид шаф КТП: А – релейний відсік, Б – відсік
висувного елементу і трансформаторів струму, В – відсік збірних шин, 1 –
каркас, 2 – висувний елемент, 3 – заземлювач, 4 – контакт, 5 – розділка
кабельна, 6 – обмежувач перенапруги, 7 – трансформатор нульової
послідовності, 8 – шина заземлення магістральна, 9 – трансформатор
струму, 10 – втулка, 11 – механізм шторний, 12 – шини збірні, 13 –
ізолятор, 14 – відпайки збірних шин, 15 – трансформатор напруги, 16 –
клапани, 17 – двері.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори
серії ТМГ (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
139
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
22445500
22330000
115500
225500
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено
на рисунку 8.13.
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПР–
630/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
140
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 Індивідуальне завдання
МОНТАЖ ВНУТРІШНІХ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ
ЕЛЕКТРОПРОВОДКИ У ТРУБАХ
9.1 Області застосування та вибір труб
Відкриті і приховані електропроводки в трубах вимагають витрати дефіци
тних матеріалів і трудомісткі в монтажі. Тому їх застосовують в основному при
необхідності захисту дротів від механічних ушкоджень або захисту ізоляції і жи
л дротів від руйнування при дії агресивних середовищ (наприклад, вогкості, виб
ухонебезпечних сумішей, хімічно активних газів).
Для електропроводок застосовують:
• сталеві прості водогазопровідні труби;
• сталеві легкі (тонкостінні) водогазопровідні труби;
• поліетиленові та поліпропіленові труби;
• вініпластові труби;
• металеві глухі сталеві короби;
• металеві гнучкі рукави.
У табл. 9.1 наведено умови застосування труб.
Економія матеріально-технічних ресурсів, і насамперед металопрокату, є
найважливішим завданням проектних та будівельно-монтажних організацій.
Один з основних напрямків у вирішенні цього завдання - застосування
полімерних труб (вініпластових, поліетиленових та ін) замість сталевих для
прокладання електропроводок.
Сталеві труби допускається використовувати для електропроводок лише у
спеціально обґрунтованих проектом випадках відповідно до вимог нормативних
документів.
Таблиця 9.1
Умови застосування труб
Область застосування та Застосування
Труби
спосіб з'єднання забороняється
У приміщеннях із
вибухонебезпечним
Звичайні середовищем; з'єднання труб
водогазопровідні на різьбленні з ущільненням
місць з'єднання труб і місць
введення в коробки
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 141
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Продовження таблиці
У всіх електроустановках та
приміщеннях з хімічно
неактивним середовищем в
обґрунтованих проектом
випадках: при відкритій
прокладці у пожежо- та
вибухонебезпечних зонах та
при прихованій прокладці з У всіх приміщеннях
Легкі водогазо-
ущільненням місць введення електроустановок (крім
провідні
труб у коробки та без обґрунтованих випадків)
різьбових з'єднань або з
виконанням накатної різьби
для з'єднань; при відкритій
прокладці - у всіх інших
випадках - без ущільнення,
без різьбових з'єднань та
вводів
У всіх приміщеннях, у тому
числі з хімічно активним
середовищем, приховано
У приміщеннях з вибухо-
безпосередньо з
та пожежонебезпечним
Поліетиленові та вогнетривких підстав; у
середовищем, у будівлях
поліпропіленові підливах підлог та
нижче другого ступеня
труби фундаментах обладнання
вогнестійкості, у
лише середні та важкі труби,
горищних приміщеннях
які можуть прокладатися без
захисту від механічних
пошкоджень
У всіх приміщеннях, у тому
числі з хімічно активним
середовищем: при відкритій
прокладці безпосередньо по У приміщеннях з вибухо-
вогнетривких і та пожежонебезпечним
Вініпластові
важкозгоральних стінах, середовищем та для
труби
перекриттях і конструкціях; відкритої прокладки у
при прихованій прокладці горищних приміщеннях
безпосередньо по
вогнетривких стінах,
перекриттям і конструкціям;
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
142
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Продовження таблиці
при прихованій прокладці по
стінах, перекриттям і
конструкціям, що
згоряються, — по шару
листового азбесту товщиною
не менше 3 мм або по палатці
штукатурки товщиною не
менше 5 мм.
Застосування полімерних труб для електропроводок підвищує надійність
роботи в умовах агресивних середовищ, зменшує ймовірність замикання
електричних мереж на землю, знижує трудові витрати порівняно з монтажем
електропроводок у сталевих трубах за рахунок унеможливлення операцій
фарбування, нарізування різьблення. Забезпечується також спрощення та
полегшення заготовок елементів труб МЕЗ та безпосередньо в монтажній зоні.
Дозволяється застосування відкритих та прихованих електропроводок у
вініпластових трубах та прихованих електропроводок у поліетиленових трубах у
пожежонебезпечних зонах у межах кожного поверху, крім складських
приміщень, а також транзитних горизонтальних та вертикальних прокладок.
Необхідно мати на увазі, що в сирих, особливо сирих приміщеннях і зовнішніх
установках товщина стінок сталевих труб повинна бути не менше 2 мм.
Діаметр труб (табл. 9.2) вибирають в залежності від кількості і діаметра
проводів, що прокладаються в них, а також від кількості вигинів труби на трасі
між протяжними або відгалужувальними коробками. Для визначення діаметра
труб встановлюють групу складності (I, II або III) прокладки в них дротів залежно
від довжини ділянки трубної траси, числа та кутів вигинів ділянки.
Таблиця 9.2
Вибір діаметра труб для прокладання
Група складності
Характеристика ділянок прокладки
I II III
Прямі ділянки, м 100 75 50
Ділянки з одним кутом 90° або двома великими, м 75 50 30
Ділянки з трьома кутами 90° або чотирма великими, м 40 — —
Ділянки з чотирма кутами 90° або п'ятьма великими, м 30 20 10
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
143
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Визначають внутрішній діаметр D труби в залежності від кількості проводів, їх
зовнішніх діаметрів і групи складності прокладки (табл. 9.3).
Таблиця 9.3
Внутрішній діаметр труби
Кількість Групи складності прокладки
дротів у
трубах I II III
1
2
3 і більше
9.2 Загальні правила монтажу труб для електропроводок
При монтажі труб із пластикату та сталевих труб як при відкритій, так і при
прихованій прокладці, як правило, здійснюють попередню заготівлю труб у МЕЗ.
На місці монтажу виконують лише збирання елементів трубної траси.
Заготівлю труб здійснюють за проектними кресленнями або ескізами,
виконаними монтажниками на основі проектних креслень, планів та розрізів
електропроводок або замірами трубної траси в натурі на місці монтажу.
У трубозаготівельній відомості для кожної труби вказують: номер (маркування),
діаметр, розрахункову довжину, точки початку та кінця труби по трасі, а також
довжину прямих ділянок труби між кінцями або точками перетину осьових ліній
труб у місцях згину та величини кутів згину в градусах. При заготівлі труб
враховують нормалізовані кути повороту (90, 120 та 135°) та радіуси вигину труб
(400, 800 та 1000 мм). Радіус вигину 400 мм застосовують для труб, що
прокладаються в перекриттях, для вертикальних виходів труб і в обмежених
місцях, а 800 і 1000 мм - при укладанні труб у монолітних фундаментах та
прокладанні в трубах кабелів з однодротовими жилами.
Приклади умовних позначень для складання ескізів трубних трас представлені на
рис. 9.1.
Основні умовні графічні позначення представлені на рис. 9.2-9.5.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
144
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рис. 9.1. Умовні позначення для складання замірних ескізів трубних трас:
а - вихід труб від коробки з вигином вперед; б - вихід труб із усіх стінок коробки;
в - обхід виступів у горизонтальній та вертикальній площинах; г - ділянка
трубопроводу з «качкою» та вигинами під різними кутами; А, В - заміряні ділянки
траси.
Рис. 9.2. Труби, з'єднані муфтою: а - на згоні та напівзгоні; б - умовне позначення.
Рис. 9.3. Відгалужна коробка з приєднанням труб до корпусу: а - зовнішній
вигляд; б - умовне позначення: 1 - патрубок із заземлюючими дряпаючими
гайками; 2 - муфта, приварена до коробки; 3 - введення труби
з напівзгоном.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 145
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рис. 9.4. Труба з радіусом 400 мм, вигнута під кутом 105°: а - у горизонтальній та
вертикальній площинах; б - умовне позначення.
Рис. 9.5. Приклад виконання замірного ескізу для трубної заготовки на
відгалуженні до електродвигуна:
1 - ділянка від коробки відгалуження до магнітного пускача; 2 - ділянка від
пускача до електродвигуна.
Ділянки труб, які прокладаються в натурі в горизонтальній площині, на
ескізі показують горизонтальними лініями, паралельними рядкам тексту бланка.
Вигини у горизонтальній площині наносять під гострими кутами до
горизонтальних ліній. Усередині кута вказують значення кута вигину в градусах
та радіус вигину в міліметрах.
Довжини ділянок, виміряні в натурі, записують уздовж ліній на ескізі.
Ділянки трубної електропроводки у вертикальній площині зображують на ескізі
лініями перпендикулярними до рядків тексту бланка.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
146
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вигини труб у вертикальній площині наносять лініями, похилими до рядків
тексту під тупим кутом. Переходи з горизонтальної площини вертикальну
показують на ескізі у вигляді прямого кута.
Діаметр труб вибирають залежно від площі перерізу дротів та складності
траси. Складні вузли трубних електропроводок з великою кількістю труб, що
розміщуються у різних площинах на невеликій площі, рекомендується
заготовляти макетним способом. При цьому на спеціальному майданчику
відтворюють в натуральну величину макет електроустановки, що монтується,
наносять осі будівельних конструкцій і розміщення технологічного обладнання,
фіксують місця виведення труб до обладнання та електроустановок. Після цього
проводять заготовку, укладання та маркування елементів труб на макеті. Потім
труби розбирають на зручні у транспортуванні вузли та окремі елементи,
перевозять і знову збирають вже на місці монтажу.
При монтажі та заготівлі електропроводок використовують заводські
вироби — відгалужувальні та протяжні коробки, вступні патрубки, сальники,
фітинги, втулки, дряпаючі гайки та ін. (рис. 9.6).
Далі розмічають трасу трубної електропроводки, встановлюють
відгалужувальні та протяжні коробки, струмоприймачі та обладнання та
уточнюють місця приєднання до них електропроводки. Якщо по загальній трасі
паралельно прокладають кілька труб, то їх зазвичай об'єднують в одношарові
пакети або багатошарові блоки, які виготовляють по кресленнях в МЕЗ і в
готовому вигляді доставляють на місце монтажу.
На горизонтальних ділянках труби укладають з ухилом, щоб у них не
накопичувалася волога, що конденсується, і не утворювалися водяні мішки. У
найнижчих місцях (наприклад, при обході колон) рекомендується встановлювати
протяжні коробки. Перед засипанням ґрунту, бетонуванням перекриттів.
Рис. 9.6. З'єднання сталевих труб (а) та введення в коробки (б):
1 - муфтою на різьбленні; 2, 9 - гільзою на гвинтах; 3 - відрізком труби з
приварюванням по краях; 4, 7 - гільзою на зварюванні; 5 - муфтою з розтрубом;
6 - на різьбленні в патрубок коробки; 8 - настановними заземлюючими гайками
з обох сторін та фундаментів перевіряють якість з'єднання труб, надійність їх
кріплення та безперервність ланцюгів заземлення та складають акт огляду
прихованих робіт.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
147
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Монтаж внутрішніх електричних мереж електропроводки у трубах
У місцях перетину приховано прокладеними трубами осадових та
температурних швів, а також при переході з фундаментів, щоб уникнути
руйнування на труби надягають гільзи, футляри, а при відкритій прокладці
встановлюють компенсатори (рис. 9.7).
При виведенні приховано прокладених полімерних труб з фундаментів та
підлив у приміщення застосовують відрізки або коліна.
Рис. 9.7. Компенсатор із металевого рукава або гнучкого введення для відкрито
прокладених труб:
1 - труба; 2 - неметалічна труба; 3 - сталевий короб.
Рис. 9.8. Виведення неметалічних труб з підлоги: а - окольцована сталевою
трубою; б - захист коробом; 1 - сталева труба; 2 - неметалічна труба; 3 - сталевий
короб із ст алевих тонкостінних труб або короб для захисту їх від механічних
пошкоджень (рис. 9.8).
Довжина ділянок труб між протяжними коробками (ящиками) не повинна
перевищув ати: на прямих ділянках - 75 м, при одному згині труби - 50, при двох
- 40 при трьох - 20 м.
Рад іус вигину труб залежно від місця їхньої прокладки вказаний у табл. 9.4
де DН - зовнішній діаметр. Для нормалізованих кутів 90, 105, 120, 135 і 150°
рекомендований радіус вигину 800 мм (400 мм - лише за неможливості виконання
радіуса 800 мм).
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
148
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Таблиця 9.4
Радіус вигину труб в залежності від місця їх прокладання
Радіус
Місце прокладки та конструкція кабелю вигину
труб
У бетонних масивах і у всіх випадках при протягуванні кабелів з
голою свинцевою, алюмінієвою або полівінілхлоридною ЗА,
оболонкою
Приховано, якщо розкриття трубопроводу не становить
особливих труднощів, і відкрито для труб з діаметром умовного
6Д,
проходу 75 мм і більше (крім випадків протягування кабелів з
голими оболонками)
Відкрито для труб з діаметром умовного проходу до 70 мм
включно (крім випадків протягування кабелів із голими 4Д,
оболонками)
9.3 Технологія монтажу сталевих труб та електропроводок у трубах
Операції з прокладання трубопроводу на трасі та затягування проводів у
трубопроводи вказані в табл. 9.5, 9.6.
Таблиця 9.5
Операції з виконання трубопроводу на
Операція Зміст рабіт
Нанесення фарбою на будівельних елементах
(технологічному обладнанні) позначок місць
Розбивка траси
кріплення труб, опорних конструкцій, протяжних
ящиків, коробок
Пробивання отворів, отворів, борозен для прихованої
прокладки та гнізд для встановлення опорних
Підготовка до конструкцій, що не виконані в процесі будівництва;
про кладання труб встановлення силових пунктів, освітлювальних
щитків тощо.
Доставка трубних Доставка труб, пакетів, блоків та вузлів у монтажну
заготовок на трасу зону, заготовок по трасі до місця їх прокладання
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
149
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Продовження таблиці
Укладання та закріплення одиночних труб, пакетів,
Прокладка труб
блоків та вузлів
Згвинчування кінців труб за допомогою муфт або
З»єднання труб виконання безрізьбових з'єднань (у тому числі
муфтами з обпресуванням піротехнічним пресом)
Введення труб в
Введення труб у коробки, протяжні ящики та апарати
оболонки
Заземлення протяжних сталевих коробок із
пластмасовими трубами. Перевірка безперервності
Заземлення
металевого ланцюга фаза - нуль, усунення виявлених
дефектів
Перевірка
трубопроводів перед Встановлення відповідності трубопроводів проекту,
затягуванням встановлення заглушок
проводів
Таблиця 9.6
Затягування проводів у трубопроводи
Операція Зміст рабіт
Підготов ка трубної Видалення заглушок, продування труб стиснутим
каналізац ії до повітрям з додаванням тальку, затягування сталевого
затягування дротів дроту.
Підготовка дротів Доставка заготовлених проводів та кабелів до місць
до затягування затяжки, вирівнювання проводів, протирання їх тальком
Установка механізмів та пристроїв, з'єднання проводів зі
Затягуванн я дротів
сталевим дротом, затягування проводів
Закріплення проводів у вертикально прокладених
трубах, ущільнення місця виходу проводів із труб,
Інші роботи маркування проводів, з'єднання, обкопцювання та
приєднання до апаратів, перевірка надійності та
правильності з'єднання проводів, замір опору ізоляції
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
150
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
У місцях виходу дротів із сталевих труб слід встановлювати ізоляційні
втулки. Сталеві труби для електропроводки, що укладаються в фундаменти під
технологічне обладнання, до бетонування фундаментів повинні бути закріплені
на опорних конструкціях або арматурі. У місцях перетину трубами
температурних та осадових швів мають бути виконані компенсуючі пристрої
відповідно до вказівок у робочих кресленнях.
Відстань між точками кріплення відкрито прокладених сталевих труб з
умовним проходом 15...20; 25...32; 40...80; 100 мм не повинні перевищувати
відповідно 2,5; 3,0; 3,5...4,0 і 6,0 м. Кріплення сталевих труб електропроводки
безпосередньо до технологічних трубопроводів, а також їх приварювання
безпосередньо до різних конструкцій нс допускається.
При згинанні труб необхідно застосовувати нормалізовані кути повороту
90, 120 та 135° та нормалізовані радіуси вигину 400, 800 та 1000 мм. При заготівлі
пакетів і блоків труб слід дотримуватися зазначених нормалізованих кутів і
радіусів вигину.
При прокладанні проводів у вертикально прокладених трубах (стояках)
необхідно передбачати їх закріплення, причому точки закріплення повинні
відстояти один від одного на відстань, що не перевищує: 30 м - для проводів
перетином площею до 50 мм2; 20 м - від 70 до 150 мм2; 15 м - від 185 до 240 мм2.
Закріплення проводів слід виконувати за допомогою кліць або затискачів у
протяжних або відгалужувальних коробках або кінцях труб.
При прихованій прокладці у підлозі труби повинні бути заглиблені не
менше ніж на 20 мм та захищені шаром цементного розчину. У підлозі
дозволяєт ься встановлювати відгалужувальні та протяжні коробки (наприклад,
для модуль них проводок). Відстань між протяжними коробками (ящиками) не
повинна пе ревищувати: на прямих ділянках — 75 м, при одному згині труби —
50, при дв ох — 40, при трьох — 20 м.
Тру би, що прокладаються в приміщеннях з хімічно активним середовищем,
усередині та зовні повинні мати антикорозійне покриття, стійке до впливу
середовища. Зовнішню поверхню труб, що відкрито прокладаються, у всіх
приміщеннях фарбують відповідно до архітектурних вимог або відмінним
кольором відповідно до вимог ГОСТу. Труби, що зазнали значної корозії,
очищають механічним (ершинки, що обертаються, щітки, на вібраційних
верстатах) а бо хімічним способом. Труби ріжуть на мірні довжини на верстатах
або маятникових пилках з абразивними армованими колами.
Згина ння труб діаметром 30...60 мм робляють на універсальних
шин отрубогибах типу УШТМ-2У2. Для згинання труб діаметром до 50 мм
застосову ють також гідравлічний трубозгин типу ТГ-2А, а для тонкостінних труб
діаметром до 24 мм з товщиною стінки до 1,5 мм - ручний трубозгин типу ТРТ-
24. Згинання труб виконується обтисканням на секторах нормалізованих радіусів
без попереднього підігріву та заповнення піском. З'єднання сталевих труб, що
прокладаються відкрито в сухих непилових приміщеннях, крім вибухо- та
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
151
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
пожежонебезпечних, а також у приміщеннях, де можливе попадання в труби олії,
води або емульсії, допускається розтрубами, манжетами або гільзами без
ущільнення місць з'єднання.
Технологія монтажу сталевих труб та електропроводок у трубах труб у
приміщеннях та зовні, а також у всіх випадках прихованої прокладки труб
з'єднання виконують за допомогою муфт на різьбленні з ущільненням стрічкою
ФУМ або прядив'яним волокном на сурику. На одному кінці труб, що
з'єднуються, виконують довге різьблення (зганяння), довжина якого повинна
дорівнювати довжині стандартної муфти плюс висота контргайки. На другому
кінці труб, що з'єднуються, роблять коротке різьблення. Довжина різьблення для
труб різного діаметра визначається за встановленими нормами.
Тонкостінні сталеві труби з'єднують між собою і приєднують до
відгалужних коробок за допомогою муфт з накатним різьбленням, а також муфт
з розтрубом або манжетами (в сухих та вологих приміщеннях).
З'єднання сталевих тонкостінних електрозварювальних труб із зовнішніми
діаметрами 20, 25 і 32 мм здійснюють за допомогою порохового пресу ППСТ
муфтою довжиною 40 мм, виготовляють із труби більшого діаметра - відповідно
25, 32 і 40 мм.
Зазначені з'єднання, виконані ударним опресовуванням, задовольняють
вимогам безперервності електричного ланцюга нульових захисних провідників.
Перед опресовуванням кінці труб і внутрішня поверхня муфти повинні бути
очищені від бруду, корозії і фарби.
Для п ротяжки проводів та кабелів у місцях їх з'єднання та розгалуження
встановлю ють протяжні та відгалужувальні коробки та ящики. Пиленепроникні
та вибухоб езпечні коробки (фітинги) виготовляють із чавуну тільки для
різьбового приєднання одиночних труб. Ці вироби випускають у прохідному,
трійниковому та хрестоподібному виконанні. Пиловодонепроникні коробки
мають ущільнені кришки на болтах, а вибухобезпечні - кришки на болтах або на
різьбленні.
Для приєднання електропроводок у стал евих трубах до електродвигунів та
апаратів, а також при обході перешкод часто застосовують гнучкі металорукави.
Кріплення відкрито прокладених сталевих труб виконують скобами або
хомутами, а пакетів труб додатково накладками. Відкрито прокладені труби
зміцнюють як на горизонтальних, так і вертикальних ділянках на відстанях,
встановлених в ПУЕ.
Прихо вано прокладені труби з підлоги та фундаментів у цехах виводять на
висо ту 200 мм, при введенні у встановлені на підлозі шафи та щити – на 100, а в
пульти у правління – на 50 мм. Обрізка труб завжди виконується
перпендикулярно до осі труби. Щоб уникнути засмічення, кінці приховано
прокладених труб до затягування проводок закривають поліетиленовими
заглушками. При прокладанні сталевих труб, що використовуються як
заземлювальні та нульові захисні провідники, забезпечують безперервність
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3
152
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
ланцюга заземлення і надійний електричний контакт труб між собою, а також з
металевими коробками, корпусами апаратів і машин. Для цієї мети застосовують
настановні заземлювальні гайки або приварюють до труб у двох-трьох точках
сполучні муфти, манжети, гільзи, корпуси коробок тощо.
Перед затягуванням проводів у труби видаляють заглушки на їх вивідних
кінцях труб, засвідчуються у відсутності забруднень у трубах, при необхідності
продувають їх стисненим повітрям під тиском 0,5...0,7 кПа. У разі сильного
забруднення труб через них попередньо протягають ланцюги або йоржі. Щоб
уникнути пошкодження ізоляції проводів при протяжці на кінці труб,
встановлюють втулки або оконцевателі. Для полегшення затягування проводів
трубопроводи продувають тальком, а на складних трасах при протяжці
натирають тальком також проводи.
Провід протягують за допомогою сталевого дроту, попередньо введеного в
труби. Перед затяжкою дроти вирівнюють і прикріплюють до протяжного дроту.
Обплетення проводів, що протягуються, повинна бути сухою. Провід з вологим
обплетенням просушують повітродувкою при температурі 40...50 °С.
Затягування проводів великих перерізів здійснюють за допомогою ручних
або електрифікованих механізмів (лебідок) та пристроїв. Затяжку проводів
проводять відповідно до кабельного журналу або креслення, на яких наведені
марки, перерізи і кількість проводів, що прокладаються в трубах.
Занулення (заземлення) труб показано на рис. 9.9.
При виході з труб залишають кінці проводів довжиною, необхідної для їх
розведення та приєднання до затискачів щитів, приладів, апаратів та машин або
з'єднання проводів між собою.
У вертикально прокладені труби дроту рекомендується затягувати знизу
вгору. З'єднання та відгалуження проводів, прокладених у трубах, виконують у
коробках та ящиках. З'єднання дротів безпосередньо у трубах забороняється.
Рис. 9.9. Занулення (заземлення) труб:
• 1 - гнучка перемичка; 2 - заземлювальні гайки; 3 - муфта типу ТР;
• 4 — металорукав.
Після закінчення робіт із затягування проводів, їх з'єднання та перевірки їх
маркують відповідно до проекту та кабельного журналу. Занулення та заземлення
електропроводок виконують гнучкою мідною перемичкою від труби до корпусу
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
153
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1
або через трубу заземлюючими гайками. Вставки з металорукава з'єднують
заземлюючою перемичкою із троса за допомогою муфти.
Змонтовані електропроводки оглядають відповідність проекту. Допущені
відступи від проекту, погоджені із замовником і не порушують вимог ПУЕ,
СНиП, ПТЕ, ПТБ (Правила техніки безпеки), вносять у виконавчі робочі
креслення. Перевірці підлягають надійність кріплень та з'єднань, наявність
занулення, з'єднання проводів у коробках та з обладнанням.
У електропроводок у трубах випробують опір ізоляції проводів між собою
та між кожним проводом та землею/трубою (норма — не менше 0,5 МОм);
безперервність ланцюга занулення між корпусом електроприймача та нульовою
шиною вступного щита. Випробування проводять мегометром на напругу 1 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
154
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-
економічних розрахунків під час проектування і експлуатації систем
електропостачання. [2].
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що
може викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних
розрахунків, які б враховували інвестування в технічні рішення, річні
витрати, прибуток під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
155
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму
роботи трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної
потужності і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є
визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів.
Критерієм оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених
річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних
параметрах, що характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш. Основними економічними
показниками є капітальні вкладення та щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є
вирішальними при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті
варіанти рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному
відношенню варіанту.
Завдання на техніко-економічні розрахунки.
Тема: «Техніко-економічні розрахунки мікропроцесорного
комбінованого автоматичного управління джерелами реактивної
потужності».
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 3 156
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
В сучасному світі постає питання, пов'язане з підвищенням якості
електричної енергії в мережах, які необхідно вирішувати як на стадії
проектування, так і на стадії експлуатації систем промислового
електропостачання, за рахунок компенсації реактивної потужності, що
включає вибір доцільних джерел, розрахунок і регулювання їх потужності,
розміщення джерел в системі електропостачання. [ 29, 30].
Приймачі та перетворювачі електроенергії, що мають в конструкціі
обмотки (силові перетворювачі, трансформатори, електродвигуни тощо),
споживають не тільки активну потужність, але і реактивну.
При передачі електроенергії по електричним мережам системи
електропостачання джерел реактивної потужності, в них виникають втрати
активної потужності, за які платить споживач. Альтернативою додатковій
платі за електроенергію є установка в електричній мережі джерел реактивної
потужності.
На більшості об'єктах з електрообладнанням високої напруги,
компенсація реактивних навантажень здійснюється за рахунок надзбудження
наявних синхронних компенсаторів з високою напругою (6-10 кВ) або
шляхом розміщення в електричній мережі системи електропостачання
конденсатораторних батарей – джерел реактивної потужності високої та
низької напруги.
Дослідження показали, що втрати електроенергії в синхронних
компенсаторах, обумовлені генерацією ними реактивної потужності,
мінімальні при роботі електроприймачів з невеликим споживанням
реактивної потужності. Зростання вироблення реактивної потужності
супроводжується різким зростанням втрат електроенергіїї, що нагрівають
насамперед вузли синхронних компенсаторів. Також дослідження показали,
що використання на низьковольтних синхронних компенсаторах будь-якої
потужності, а також високовольтних потужністю нижче 1600 кВт економічно
не вигідно.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
157
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Навіть при надмірній реактивній потужності потужних
високовольтних синхронних компенсаторів і генераторів, що дозволяє
дотримуватися договірних параметрів з постачальником електроенергії,
споживач не застрахований від невиправданих втрат. Зауваження характерно
особливо для електричних навантажень, що мають протяжні електричні
мережі з високою напругою і великим числом понижуючих силових
трансформаторів 10 (6) / 0,4 кВ об'єктів системи електропостачання.
Досвід експлуатації електричних мереж і електроприймачів об'єктів
системи електропостачання показав, що косинусні конденсаторні установки
для них є більш поширеними джерелами реактивної потужності. Потужність
частоті і його ємності:
���� = ��
2 ∙ �� ∙ �� (10.1)
де: ���� — реактивна потужність конденсаторної установки; U — напруга
електричної мережі; ω — кутова частота; С — ємність конденсаторної
установки.
Застосування мікропроцесорного комбінованого автоматичного
управління джерелами реактивної потужності дає можливість знизити збиток
від пошкодження електротехнічного і електроенергетичного обладнання і
підвищити якість виробленої електроенергії (рис. 10.1).
Для прикладу визначимо додаткові втрати активної потужності ΔР в
трансформаторі і кабельних лініях системи електропостачання довжиноюной
2
400 м перерізом 50 мм .
Нехай, до установки НКБ на об’єкті системи електропостачання є
електричне навантаження: P = 800 кВт, Q1 = 600 кВАр, S1 = 960 кВА,
коефіцієни завантаження КЗ1 = 0,86, час максимальних втрат електроенергії: τ
=5000 ч. Після установки НКБ навантаження об’єкта системи
електропостачання буде мати наступні значення: Q2 = 200 кВАр, S2 = 807
кВА, КЗ2 = 0,707.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04 158
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Струм, що пртікає по електричним мережам системи
електропостачання визначається наступним чином:
��1 960
��1 = = = 53 ��
�� 3 10,5 ∙ 1,73
��2 807
��1 = = = 44 ��
�� 3 10,5 ∙ 1,73
Додаткові втрати потужності в кабелі високої напруги:
∆Р 2К = 3���� ��1 − ��
2
2 = 3 ∙ 0,248 2809 − 1936 = 0,65 кВт
Додаткові втрати потужності в трансформаторі ∆PТ об’єкта системи
електропостачання залежать від його завантажувальних (ΔРКЗ) втрат:
∆��Т = ∆��КЗ ��
2 − ��2З1 З2 = 10,6 0,7396 − 0,4998 = 2,54 кВт
Сумарні втрати потужності:
∆�� = ∆��Т + ∆��К = 0,65 кВт + 2,54 кВт = 3,2 кВт
Економія електроенергії по об’єктам системи електропостачання за рік
становить:
∆Е = ∆�� ∙ �� = 3,2 ∙ 5000 = 16000 кВт ∙ год
Збільшення пропускної спроможності трансформатора і кабельних
ліній об’єктів системи електропостачання можна врахувати відповідними
долями їх вартості.
Для силового трансформатора:
КТ ��1 − ��2 960 − 807
∆ КТ = = 500000 ∙ = 79688 сум. ��1 960
Для кабелів з допустимим струмом ІД = 130 А:
КК ��1 − ��2 53 − 44
∆ КК = = 62000 ∙ = 4292 сум. ��Д 130
Строк окупності НКБ:
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
159
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
ККУ − ∆КТ 160000 − 79688 − 4292
ТОК = = = 6,2 роки Сср ∙ ∆Е 0,77 ∙ 16000
Показник ефективності визначається наступним чином:
ТОКНОРМ − ТОК 8 − 6,2
ПЕФ = ∙ 100% = ∙ 100% = 22,5% ТОКНОРМ 8
Отримане значення терміну окупності, за рахунок поліпшення якості
електроенергії – забезпечення номінальної напруги у вузлах
електроспоживання об'єктів систем електропостачання (тобто збільшення
терміну служби електрообладнання, скорочення втрат потужності в
електричних мережах і ін.), реально виявляється меншим ніж його
нормативного значення (ТОКНОРМ = 8 років).
Рисунок 10.1 Схема з єднання мікропроцесорного блоку керування
джерелами реактивної потужності
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
160
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Можна зробити висновок, що застосування джерел реактивної
потужності і мікропроцесорне комбіноване управління ними дозволяє на
22,5% зменшити термін окупності впровадженої технології і елементів
управління споживанням реактивної потужності і підвищується ефективність
енергозберігаючих заходів, здійснюваних в об'єктах системи
електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 20073 58/04
161
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………