Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5704| Назва: | Електропостачання підприємства з виготовлення будівельних підйомників |
| Автори: | Ключка, Костянтин Миколайович Артюшенко, Артем Олексійович |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Дата публікації: | чер-2025 |
| Короткий огляд (реферат): | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення будівельних підйомників. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуті питання розробки діагностуючої системи пристрою РПН силових трансформаторів. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку вартості встановлення та підключення цехових підстанцій. В розділі з охорони праці оглянуті питання модернізації системи пожежної сигналізації відділу. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5704 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Артюшенко.pdf Restricted Access | 2.38 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21011 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
будівельних підйомників»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Артюшенко Артем Олексійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Костянтин КЛЮЧКА
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ ___________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Артюшенку Артему Олексійовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення
будівельних підйомників»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянтин Миколайович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
4741,5 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2410 МВА; 5. Розміри цеху –
70х60х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 63 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 853 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка діагностуючої
системи пристрою РПН силових трансформаторів; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок вартості встановлення та підключення цехових підстанцій; 10. Охорона праці –
Модернізація системи пожежної сигналізації відділу.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка діагностуючої системи пристрою РПН силових
трансформаторів
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості встановлення та підключення
цехових підстанцій
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 09.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 10.03.25 – 15.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 16.03.25 – 22.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 23.03.25 – 09.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 10.04.25 – 21.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 22.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 08.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 09.05.25 – 12.05.25
9 Індивідуальне завдання 13.05.25 – 16.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 17.05.25 – 18.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 19.05.25 – 20.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Артем АРТЮШЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Костянтин КЛЮЧКА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування……………………. 8
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
щоглових підйомників………………….………………….. 9
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
11
електропостачання……………………………………..…...
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
14
електроприймачів………….………………………………..
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
15
навантажень від однофазних електроприймачів …………
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
23
освітлювальних систем……………………………………..
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
24
цехової підстанції………………………………..................
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
24
системи електропостачання………………………………..
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця 27
розташування трансформаторних підстанцій…………….
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
27
цеху…………………………………………………...
2.6.2 Картограма електричних навантажень
27
підприємства…………………………………..……..
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 33
ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
3
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 34
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
34
підприємства………………………………………..............
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 38
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 41
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Артюшенко А.О. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М. Електропостачання
3 1 51
Реценз. підприємства з виготовлення
Н. Контр. Ключка К.М. будівельних підйомників ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12
Затверд. Ситник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 47
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 47
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 51
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 54
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 58
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 58
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 61
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 65
6.1 Вихідні дані для розрахунків……………………………
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 68
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 70
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 74
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 74
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 76
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 78
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 79
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 81
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 82
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 83
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 83
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 86
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 86
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 88
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 93
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 103
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 104
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 104
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 110
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 113
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 114
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 118
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 120
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ………………… 120
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ……………. 122
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 122
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 123
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………… 124
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання……………………………. 125
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 126
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 128
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка діагностуючої
системи пристрою РПН силових трансформаторів…………….. 131
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА − Розрахунок вартості
встановлення та підключення цехових підстанцій…………..….. 136
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………...……………………………………. 138
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в
приміщені експериментального відділу……..………. 138
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу …... 140
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ…………………............. 151
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
ВСТУП
Електричні навантаження промислових об’єктів відіграють ключову
роль у виборі всіх компонентів системи електропостачання, зокрема
повітряних і кабельних ліній, трансформаторних підстанцій, а також
живильних і розподільчих мереж. Точне визначення цих навантажень має
вирішальне значення на етапах проєктування та подальшої експлуатації
електричних мереж.
Розрахунок навантажень на різних рівнях системи електропостачання
виконується різними методами, залежно від наявних вихідних даних і
необхідної точності. Як правило, розрахунки проводяться знизу вгору — від
локальних споживачів до магістральних мереж. Проте при проєктуванні
великих промислових об’єктів іноді застосовується зворотний підхід — зверху
вниз, що вимагає використання комплексного методу розрахунків. У таких
випадках за основу береться інформація про подібне за характером
виробництва підприємство — його технологічні особливості, обсяги
продукції, номенклатура тощо. Спочатку визначається електропостачання
підприємства в цілому, далі — для окремих виробничих комплексів, цехів,
ділянок або груп обладнання, які живляться від однієї трансформаторної
підстанції.
Проєктування системи електропостачання включає розробку повного
комплекту проєктної документації, що охоплює техніко-економічні
обґрунтування, електротехнічні розрахунки, креслення, структурні схеми та
пояснювальну записку.
Сучасна система електропостачання промислового підприємства,
спроєктована з урахуванням усіх вимог, повинна забезпечувати надійність,
економічність, безпечність, зручність в експлуатації та відповідну якість
електроенергії.
Навчальне проєктування передбачає підготовку пояснювальної записки
та графічної частини. При розробці системи електропостачання цеху
враховувалися численні чинники, зокрема споживана потужність, режим
роботи основного обладнання, характер навантажень, кількість та
розташування споживачів, параметри джерел живлення (потужність, напруга
тощо), а також технологічні особливості виробництва і перспективи його
розвитку.
Дана кваліфікаційна робота включає розрахунково-пояснювальну
записку та графічну частину. Її метою є визначення та обґрунтування вибору
сучасних елементів системи електропостачання підприємства відповідно до
вимог нормативних документів і стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання – сукупність пристроїв для виробництва,
передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Правильно виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Вказані вимоги повинні забезпечуватися при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
При розробці СЕП ПП на період будівництва передбачається
максимальне її використання для постійної експлуатації електрогосподарства
підприємства.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1, 2] та інших нормативних документів.
Головними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
різних секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необгрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необгрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких
призводить до масового недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II
категорії, а до І категорій, що мотивується тім, що наносяться «значні збитки
народному господарству».
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого ми проєктуємо, є підприємство
з виготовлення будівельних підйомників Таке обладнання використовується на
будівництві, ремонтах будівель та в інших випадках, коли треба вертикально
підіймати вантаж будівельного призначення на певну висоту.
На виробництві випускають такий перелік обладнання, вказаний нижче:
• мачтові (щоглові) підйомники;
• шахтні підйомні механізми;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
• стрілові підйомники;
• скіпові підйомники;
В майбутньому наше підприємство буде випускати розширений перелік
підйомного обладнання з можливістю подальшого розвитку виробництва
продукції подібного призначення.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
щоглових підйомників
Цех електропостачання якого ми більш детально розрахуємо далі в
представленій роботі, займається виготовленням щоглових (мачтових)
підйомників.
Основним елементом щоглового механізму є вертикальна решітчаста
конструкція, вздовж якої рухаються несучі платформи або інші
вантажопідіймальні пристрої. Щогловий механізм може складатися з однієї
або кількох щогл, напрямок яких зазвичай є вертикальним (може бути
позначений курсивом або спеціальними графічними елементами).
У випадку стаціонарного встановлення щогла фіксується до конструкцій
споруди, що зводиться, на певній висоті з визначеним інтервалом. У процесі
будівництва конструкція щогли поступово нарощуються. Такі типи
підйомників застосовуються для вертикального транспортування вантажів і
персоналу, а також під час виконання фасадних робіт.
Щоглові підйомники є особливо ефективними при необхідності підйому
значних мас на велику висоту. Вантажопідйомність таких систем зазвичай
коливається від 250 до 3000 кг. Основними недоліками є складність монтажу
та обмежена мобільність.
Електропостачання цехових мереж промислових підприємств
виконують на напругу до 1 кВ (найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ).
Даний цех є складовою частиною виробництва будівельних
підйомників.
У нашому цеху використовуються різноманітні верстати, агрегати та
установки. Основними споживачами електричної енергії, є асинхронні
електродвигуни верстатів та електроспоживачі спеціальних електроустановок,
крім того в цеху є освітлювальна мережа. На території цеху наявне нормальне
середовище, відсутня запиленість та агресивні суміші в повітрі. Кількість
електроспоживачів становить – 63 шт., у тому числі однофазних споживачів –
6 шт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога з бетону.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%,
запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання розмішене
окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог технологічних карт.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога бетонна. Розміри приміщення: довжина – 92 м, ширина – 40
м, висота – 8 м.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) заводу в повній
мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Відповідно до гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією від
двох незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (близько 35% загального
її споживання), трансформатори (біля 45%) та інші споживачі в залишку.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трифазної мережі змінного струму напругою 0,4 кВ з частотою 50 Гц. Також
серед електроприймачів є однофазні споживачі – піч опору 3 шт, а ще
зварювальна машина 3 шт.
Повна встановлена потужність цеху становить 853 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи:
тривалий, короткочасний і повторно-короткочасний.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху щоглових
підйомників
Кіль- № Потуж-
№ Назва споживача
кість, позиції ність, кв cosφ tgφ
п/п (верстата)
шт. на плані кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 400 В
1 Прес штампувальний 4 47-50 24,3 0,7 0,85 0,62
2 Токарно-револьверний 10 2-6, 7-9, 10, 11 15 0,7 0,85 0,62
3 Токарно-гвинторізний 10 12-21, 11 0,7 0,85 0,62
4 Фрезерний 6 41-46 11 0,7 0,85 0,62
5 Круглошліфувальний 6 35-40 18,5 0,7 0,85 0,62
Вертикально-
6 3 31, 32, 57 7,5 0,5 0,8 0,75
свердлильний
8 Поперечно-стругальний 8 23-30 5,5 0,5 0,8 0,75
Тельфер 1 62 10,1 0,35 0,72 0,96
Заточний 1 33 2,2 0,35 0,72 0,96
1, 22, 34, 58, 59,
9 Вентилятор 8 3 0,8 0,8 0,75
60, 61, 63
Однофазні електроприймачі 400 В (230В)
10 Піч опору 3 54-56 50 0,8 0,95 0,33
11 Зварювальна машина 3 51-53 22 0,5 0,8 0,75
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Згідно ДБН В.2.5-28-2006 «Природне і штучне освітлення», а також
зважаючи на [3], рівень нормованої освітленості для системи загального
освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування обладнання у
приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення
приміщення.
План цеху та розташування обладнання приводиться на аркуші № 5
графічної частини роботи.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного навантаження
підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
кабельних каналах. Основними високовольтними споживачами є 8-м
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
На території підприємства, крім основних виробничих цехів, також
знаходяться заводське управління, котельня, ГПП, склад запасних частин,
склад готових виробів, склад лакофарбових сумішей, насосна станція, КПП,
водонапірна башта.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики споживачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів (див. аркуш
№1 графічної частини роботи) можна розбити територію нашого підприємства
на категорії щодо надійності енергозабезпечення.
Згідно з відповідними пунктами ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї
категорії надійності електропостачання відносяться лише ті електроприймачі,
перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та
здоров’я людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням
устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом складного
технологічного процесу.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться цех компасів
навігаційних буїв, цех упаковки і тари, складське приміщення, ремонтно-
механічний цех, а також адміністративно-проєктний корпус.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, «на якому
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачах, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Питома вага споживачів різних категорій по встановленої потужності
складає: І категорія – 45 %, II категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,4 кВ, а освітлення – 230 В; дані
наведені в відповідних таблицях представленої роботи. Частота змінного
струму – загальнопромислова і дорівнює 50 Гц.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії представлена наступним
чином: на території підприємства розташована ГПП яка живиться від районної
підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ) підводиться по повітряній лінії
(ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по території підприємства
кабельними лініями (КЛ).
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Також доповненням до основних вихідних даних для розрахунку струмів
КЗ є: номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; повна потужність КЗ на
шинах районної підстанції SКЗ=2410 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 26 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 220 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Величина напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих
межах 110кВ±5%, із-за цього може нормально працювати електрообладнання
заводу.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[2, 6]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність P ;
ном
‒ паспортна потужність P ;
пасп
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3× Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному споживачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3× Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних
[6].
Наприклад, для фази а отримаємо
PS(a) = Кв× Рав× r(ав)а + К
в× Рac× r(аc)а + Кв× Рао ;
Q
S(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
К , Кв в – 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:
РS = 3× РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − три зварювальні машини,
б) друга група – три печі опору.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп = 0,5 ;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 22кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,8 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 50кВА;
Через те, що є кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі і через рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ, умовну
трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному розподілі по
окремих фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3× 22 = 66 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Рном, у 2 = 3×50 =150 кВт.
Щоб виконати остаточні обчислення усі електроприймачі, враховуючи
однофазні, розділяємо на 3 групи за ознакою коефіцієнта використання.
В якості прикладу проведемо розрахунок електричних навантажень ЕП в
цеху щоглових підйомників.
Групова номінальна (встановлена) активна потужність − це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Рном = рном (1.1)
1
де п − кількість електроприймачів у групі.
Для розрахунку всі електроприймачі нашого цеху розділяємо на групи
(табл. 1.1).
Для прикладу, обчислюємо групову номінальну потужність 2-ї групи
До 2-ї групи відносяться ЕП з кв = 0,5; cos = 0,8; tg = 0,75:
1) Поперечно-стругальні верстати − 8 шт.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
2) Вертикально-свердлильні верстати − 2 шт;
3) Зварювальні машини − 3 шт;
Рном 2 =8 5,5+37,5+322=132,5 кВт.
Подальші розрахунки, для інших груп, проводимо аналогічно, а
результати заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном =qном = рном tg . (1.2)
1 1
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню К р , за
співвідношенням
Рроз = К p Кв Рном , (1.3)
де Кр = f (Kв , пе , Ta ) – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів пе
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [2] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення К р для приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою К р =1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів пе визначаємо за
співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
2
п
Pном
1
пе = . (1.4)
п
п р2
ном
1
Величину пе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2 pном
пе = ; (1.5)
pном max
2 853
пе = = 34,1.
50
У разі, якщо отримаємо за співвідношенням (1.5) число пе , яке буде
більше за п , тоді приймаємо ne = п . 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
електроприймачеві визначаємо по довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
п
кв і рном і
К 1
в = , (1.6)
п
рном і
1
де п – кількість характерних категорій, що входять у дану групу.
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв і.
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K = 1
в.цеху ; (1.7)
n
Pном.i
1
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
534,2 0,7 +132,5 0,5+ 24 0,8+150 0,8+12,27 0,35
Kв.цеху = = 0,68.
534,2 +132,5+ 24 +150 +12,27
На основі обчислень, коефіцієнт розрахункової потужності для цеху
визначаємо за даними з [3]
K p = 0,85.
Враховуючи (1.6), вираз (1.2), для визначення розрахункової активної
потужності, буде
п
Pроз.цеху = K p Kв.цеху Pном = K p Кв.і Pном.і ; (1.8)
1
P кВт.
роз.цеху = 0,85 (534,2 0,7+132,5 0,5+ 24 0,8+150 0,8+12,27 0,35) = 496,8
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за виразом
Q , (1.9)
роз.цеху = K p Kв.i Pном.i tgi
i
Qроз.цеху = 0,85 (534,2 0,7 0,62 +132,5 0,5 0,75) +
+0,85(24 0,8 0,75+150 0,8 0,33+12,27 0,35 0,96) = 289,8 квар.
Крім того, в подальших розрахунках, до розрахункових активної та
реактивної потужності силових електроприймачів напругою до 1000 В, буде
добавлено освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність S роз. силових електроприймачів
напругою до 1 кВ визначаємо за формулою
S 2 2
роз. = Pроз + Qроз , (1.10)
S 2
роз. = 496,8 + 289,82 = 571,1 кВА.
Значення струмового розрахункового навантаження силових
електроприймачів, по якому визначається переріз лінії по допустимому
нагріву, знаходять за виразом
Sроз
І роз = ; (1.11)
3 Uном
571,1
І роз = = 824 А.
3 0,4
Результати обчислень, вихідні дані цеху, заносимо у таблицю 2.1, за
формою Ф 636-92 [10].
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок будемо використовувати
− метод питомої потужності.
Щоб знайти значення питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються наступні дані: тип світильника
коефіцієнт запасу кз, освітленість Еф, значення розрахункової висоти Н, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильників, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильника згідно [4]
визначимо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Обчислення проводимо для цеху по виготовленню каменерізальних
верстатів.
Геометричні розміри цеху: довжина ‒ 92 м; ширина ‒ 40 м; висота ‒ 8 м,
площею − 3680 м2.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Ртах.ос
обчислемо за виразом
Р тах.ос= кп Рп.ос.ф S (1.12)
Р =1,0 4,68 3680=17,2 кВт,
тах.ос
де кп =1,0 − кофіцієнт попиту освітлення [7];
S=А·В= 92·40 = 3680 м2 − площа приміщення;
Рп.ос.ф = 4,68 Вт/м2 − питома фактична потужність освітлювальних установок,
що визначається за виразом
Еф кз.ф
Р п.ос.ф= Рп.ос.табл кр , (1.13)
100 кз.табл
де Рп.ос.табл = 7,8 Вт/м2 − питома потужність освітлювальної установки,
визначається за [7];
кз.ф =1,5 − коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт [7];
кз.табл = 1,5 − коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7];
кр = 0,3 − коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7].
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Q тах.ос= Ртах.ос tg0 , (1.14)
Q тах.ос=17,22 0,48=8,3квар,
де tgφ = 0,48 відповідно соsφ = 0,9 для ламп типів ДРЛ та ДРІ приймаємо
згідно даних [7].
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Рроз.цеху+Р , кВт ;
0,4цеху осв
Р = 496,8+17,2=514,0кВт ;
0,4цеху
Q = Q +Q
0,4цеху роз.цеху осв, квар ;
Q = 289,8+8,3= 298,1квар .
0,4цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП = (Р0,38 цеху ) + (Q0,38 цеху )
,
SТП = 514,02 + 298,12 = 594,2кВА.
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 [4].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P
0,4 цеху +
i Q0,4 цеху .
i
i i
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
S 2 2
НН ГПП =Sпр = 0,95 4741,5 + 2829,1 = 5245,3 кВА.
Таким чином розрахунок електричних навантажень по підприємству дав
приблизну розрахункову потужність на рівні S пр= 5245,3 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
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
При визначенні умовного центру електричних навантажень (ЦЕН)
застосовують різні методи. Із-за наявності впливу багатьох чинників на вибір
місця розташування підстанції, правильним є використання тих методів, які
дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове
i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3, 4]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху щоглових
підйомників.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо − 0,3 кВт/мм2).
Якщо підставити у вираз (2.14) необхідні значення, то отримаємо
значення радіусу кола
514,02
r1 = = 23,4 мм.
3,14 0,3
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 Pроз цеху
с.н =
Р0,38цеху ; (1.19)
360 Pроз ос. цеху
оc.н =
Р0,38 цеху , (1.20)
де і – величина сектору у градусах
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Після підстановки числових значень отримаємо:
360 P o
роз цеху 1 360 492,74
= = = 348о
с.н 1 ;
Р0,38цеху 1 509,714
360 Pроз ос.цеху 1 360 16,974
о
оc.н 1 = = =12 .
Р0,38 цеху 1 509,714
Наступним проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Таблиця 2.3 – Дані для побудови картограми ЕН де і – величина сектору
Номер Pроз цеху Pроз оc. цеху P0,38 цеху m ° °
c.н oc.н r
ТП кВт кВт кВт кВт/мм мм
2
1 496,8 17,22 514,02 348,0 12 23,4
2 730,9 13,66 744,56 353,4 6,6 28,11
3 470,8 19,93 490,73 345,4 14,6 22,82
4 490,41 4,72 495,13 356,6 3,4 22,93
5 741,56 15,74 757,3 352,5 7,5 28,28
6 486,7 8,4 495,13 353,9 6,1 22,93
7 479,4 9,86 489,26 352,7 7,3 22,79
8 738,65 15,95 754,6 352,4 7,6 28,3
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Координати точки Х, Y (м), яка відповідає теоретичному центру
електричних навантажень підприємства, знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства.
Центр електричних навантажень має координати у точці А (Х, У).
514,02 47 + 730,9 114,6 + 470,8 227,4 + 490,41156,6 +
+741,56 116,2 + 486,7 219,4 + 479,4 105,4 + 738,65 280
Х = =162 м;
4741,5
514,02 198,5 + 730,9 156 + 470,8 149 + 490,41156,6 +
+741,56 49 + 486,7 48+ 479,4 214,2 + 738,65 63,4
Y = =125 м.
4741,5
Отримані координати теоретичного центру електричних навантажень і
будемо використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються за виразами наведеними нижче.
Координати ЦЕН цеху щоглових підйомників будемо розраховувати за
виразами:
n
(Pроз. x )
і i
Х i=1
ЦЕН = n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
УЦЕН = i=1
n ,
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Виконавши обчислення за допомогою ЕОМ, за методикою наведеною
вище, отримаємо координати центру електричних навантажень цеху щоглових
підйомників. Остаточні вирази для обчислень координат мають вигляд:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН цеху щоглових підйомників:
43503
ХЦЕН = =47 м ;
853
23031
Y
ЦЕН = =27 м.
853
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Оскільки в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується [3].
Так як розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
перешкоджає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене в право вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [4].
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) [3, 4].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P
0,4 цеху і + PT) + (Q0,4 цеху і + Q
T) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ = 0,02 S
пр;
Q
Т = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА
(S пр= 5245,3кВА дані з таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 5245,3=104,9 кВт;
QТ = 0,15245,3= 524,5 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4741,5+104,9) + (2829,1+ 524,5) = 5301 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається відповідно
до виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
5301
ІрозПЛ = 0,95 =13,2 А.
2 3 110
Переріз лінії живлення Fек (мм2) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F = , (3.3)
eк
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
13,2
F 2
eк = = 9,44 мм .
1,4
Отриманий економічно-вигідний переріз проводу округлюємо до
найближчого стандартного перерізу Fст. Але в нашому випадку ми вибираємо
інший мінімальний стандартний переріз лінії на рівні: F 2
ст = 70 мм (за умовою
корони [1] мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки
АС−70. Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо
згідно ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника не в приміщенні
тривало допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Наступним кроком вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення
перевіряється на допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, а
також на допустимий струм післяаварійного режиму і на мінімальний переріз
згідно механічної міцності і мінімальний переріз за умовою корони відповідно
до наступних виразів і умов:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
13,2 1260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 13,2 1 1,25 260,
27,4 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням
до 35−55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
/ /
поперечної складової U вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 25 = 8,22 Ом,
Х = х0l = 0,195 25 = 4,88 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 25 км ),
P 4741,5
cos = = = 0,9,
S 5245,3
Q 2829,1
sin = = = 0,54.
S 5245,3
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
U/
ф =13,2 (8,22 0,90 + 4,88 0,54) =132,4В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =13,2 (4,88 0,90−8,22 0,54) =− 0,62В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 = Uф2 +Uф = Uф2 +Uф + jU//
ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − I R) = U e j
p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U = (U + U/ )2 + (U/ / 2
ф1 ф2 ф ф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 +132,4)2 + (−0,62)2 =110,1 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
Uф2 + U/
ф
− 0,62
= arctg = 0.
110000 + 380
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110100 − 110000 =100В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
/ PіR +QіX PіR +QіXU U = 3 (Ia R + Ip X) = , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (13,2 0,90 8,22+13,2 0,54 4,88) = 229,4 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
229,4
U(%) = 100 = 0,21%.
110000
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П =П0 L , (3.14)
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
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/ +Х/ /
0 0 , (3.15)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
=1, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Dcp =
3 D12 D13 D23 , (3.16)
Dcp =
3 8 8 8 = 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F+ F
r cт
пр = (1,151,20) . (3.16)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
70+11
rпр = (1,15) = 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм2 / км .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 5187 кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ = 0,02 5245,3=104,9 кВт;
QТ = 0,15245,3= 524,5 квар.
Отже, потужність ГПП визначається виразом
2 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 0,9 (4741,5+104,9) + (2829,1+ 524,5)) = 5301 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
5300
Sтр = = 3786 кВА.
2 0,7
На основі отриманого значення потужності, вибирається номінальна
потужність трансформатора, що складатиме
Sном тр = 4000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Добовий графік навантаження для вибору трансформаторів
ГПП підприємства
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К = i=1
1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /
2 та K / /
2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
2,18 1+1,66 1+1,66 2 + 3,85 1+ 3,75 3+
1 +3,22 3+ 3,22 3+ 2,7 1+ 2,18 1
К =
1 = 0,426.
4 1+1+ 2 +1+ 3+ 3+ 3+1+1
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К/ = i=1
2 , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
/ 1 (4,68 2+ 4,26 2 + 5,3 3)
К2 = = 0,69.
4 2+ 3+ 3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
/ / np(6 ст.)
К2 = ,
Sном т
К // 0,9 5300
2 = =1,19.
4000
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,29.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30
оС та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,56 згідно даних [4].
Значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,29.
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=4000 кВА; марки ТМН 4000/110 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
Перша умова: номінальна потужність одного з них не повинна бути
менше половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в
разі аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним
вмиканням секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе
все навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
Друга умова
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на персональному комп’ютері.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька способів розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
SТП 594,2
SприблТ = = = 424,4 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +Q
сум HK2. (4.9)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
N max
min = + N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
Pmax1 514,0
Nmin1 = + N = + 0,164 = 2
кз Sном тр 1 0,7 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3] у
функції Nmin і N , m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за формулою
2
Qmax T = (Nе кзаван.ф S
2
ном T ) − Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф =
Ne Sном T
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
594,2
kзаван.ф = = 0,74.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
2
Q 2
max тр1 = (2 0,74 400) −514,0 = 302,4
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 = 289,1−302,4 = −4,33 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.14)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QHK2.1 = 298,1− (−4,33)−0,18 2 400 =156,9
Сумарна потужність батарей конденсаторів складе
QHKΣ=QHK1+QHK2,
Q = − 4,33+156,9 =152,6 квар.
HKΣ 1
Обираємо, відповідно до ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки
марки АКУ-0,4-80; потужністю Qкку=80 квар і на напругу U=0,4 кВ кожна.
За отриманими результатами розрахунків (вирази 4.9 – 4.14) обираємо
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарну реактивну
потужність батарей статичних конденсаторів та заносимо в таблицю 4.1.
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [3, 4, 6].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
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.
При здійсненні вибору компенсуючого пристрою необхідно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– 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.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ здійснюють на:
– цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [3, 4].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 220 квар –
відповідно вхідних даних), отримаємо максимальну реактивну потужність на
шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк = 0,92 2829,1+524,5− 220−1428,1=1479,2 квар.
Отже отримуємо, що значення приймаємо до встановлення два
комплектні високовольтні блоки статичних конденсаторів марки
УКРМ−10,5−750−У3 потужністю QБСК = 750 квар при номінальній напрузі
живлення Uн = 10,5 кВ. Сумарна ємність конденсаторної установки складає
ΣQБСК = 1500 квар, при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 4]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності
так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення
0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілення електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху відцентрових вертикальних
гідравлічних насосів та електромоторів. За розрахункову потужність
кожного трансформатора приймаємо максимальне повне навантаження, що
складається з активного Рм.10 (кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з
врахуванням втрат потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо
з таблиці 1.4. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймаємо рівними
відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності зі сторони низької
напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, відповідно:
Рмакс10 = 514,0 + 0,02(2 400) = 530,0 кВт,
Qмакс10 = 298,07+ 0,1 (2 400) =378,1 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
3 470,8 293,4 2×400 486,8 373,42
7 479,4 294,4 2×400 495,4 374,37
8 738,65 451,8 2×630 754,65 531,8
1 514,0 298,1 2×400 530,0 378,1
4 490,41 296,5 2×400 506,41 376,52
5 741,56 453,3 2×630 757,56 533,29
6 486,7 296,5 2×400 502,7 376,52
2 730,9 445,2 2×630 746,9 571,2
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
Sл(ТП−1) = Р 2
макс10 +Q 2 , (5.3)
макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S 2 2
Л ТП1 = 530,01 + 378,1 = 651,0 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
Iл =
л , (5.4)
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
651,0
Iл(ТП−1) = = 37,6А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2.
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
37,6
F 2
ек(ТП−2) = = 23,5 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка
S , L І F I F Марка
, , , , min ,
кабеля л л л ек доп Прийнята
мм2 F, мм2 кабеля
кВА 2
до ТП км А мм А
ТП1 651,0 0,21 37,6 23,5 90 3×16 3×25 АСБГ
ТП2 958,5 0,082 55,34 26,89 115 3×35 3×35 АСБГ
ТП3 629,5 0,053 36,34 26,51 115 3×16 3×35 АСБГ
ТП4 634,8 0,069 36,65 25,92 115 3×16 3×35 АСБГ
ТП5 946,9 0,051 54,67 27,21 115 3×35 3×35 АСБГ
ТП6 634,8 0,049 36,65 27,48 115 3×16 3×35 АСБГ
ТП7 628,8 0,174 36,31 23,87 90 3×16 3×25 АСБГ
ТП8 960,5 0,13 55,45 26,19 115 3×35 3×35 АСБГ
БСК-10 750 0,01 43,4 27,59 115 3×25 3×35 АСБГ
де БСК10 – реактивна (ємнісна) потужність блока статичних конденсаторів 10
кВ.
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
І І К К , (5.5)
л т.д 1 2
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
37,6 90 1,04 0,87;
37,6 81,43.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 37,6 90 1,04 0,87 1,25;
75,2 101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 І L (r cos + x sin), (5.8)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 530,0
cos = = = 0,81;
S 651,0
Q 378,1
sin = = = 0,58.
S 651,0
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
U = 3 37,6 0,21 (0,047 0,81+0,92 0,58) = 7,82 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
7,82 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [4]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, який в т.ч. надає загальну методику
розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.
Відповідно до цього стандарту параметри елементів схем заміщення
можуть бути визначені в іменованих одиницях (додаток 1 вказаного
стандарту), або у відносних одиницях з приведенням значень параметрів
розрахункових схем до вибраних базисних умов (додаток 1 вказаного
стандарту).
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
Iб =
б .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Відповідно отримаємо:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: I
б2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2410 МВА – вказана у завданні до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,041.
2410
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R б
пл = r0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
х б
пл = х0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,460 Ом/км, х0пл = 0,396 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 26 км – з вихідних даних до роботи ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ (в.о.)
100
RПЛ = 0,46 26 = 0,087 ;
1152
100
хпл = 0,396 26 = 0,075 .
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
U S
х тp =
к б , (6.4)
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Uном В 115
n = = =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = = 2,63.
100 4,0
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [4] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
І
І б1
кз( к1) = , (6.5)
Х 2
сум( К1) + R2
сум( К1)
0,5
Ікз(к1) = = 3,37 кА.
0,122 + 0,0872
Хсум(к1) = Хс + Хпл, (6.6)
Хсум( к1 ) = 0,042 + 0,075 = 0,12 Ом,
Rсум(К1) = Rпл, (6.7)
Rсум(К1) = 0,087 Ом.
Ударний струм в точці короткого замикання в точці К1 визначається
виразом
іуд(К1) = 2 Ікз куд , (6.8)
де к – ударний коефіцієнт, який визначається за виразом,
уд
−0,01/Т −3,14r /x
к =1+ е а сум. сум.
уд(К1) =1+ е (6.9)
0,12
−3,14
к =1+ 2,718 0,075
уд(К1) =1
іуд(К1) = 2 3,37 1= 4,77 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка КЗ Х*к ,в.о. R*к ,в.о. Z*к ,в.о. І І ,кА
к.з ,кА уд
К1 0,075 0,087 0,115 х с 3,37 4,77
К2 2,75 К1 0,087 2,75 х 1,91 3,7
л
К3 2,77 0,41 2,8 1,875 4,32
К4 2,75 0,144 2,75 R л 1,91 4,99
К1
К5 2,75 0,17 2,76 1,91 4,92
К6 2,76 0,192 2,77 х1 т р, 8 9 4,81
К7 2,75 0,12 2,75
К2 Rт р 1,91 5,05
К8 2,76 0,095 2,76 1,9 5,1
К9 2,77 0,36 2,79 х а в т 1,88 4,43
К10 2,76 0,18 2,77 R 1,9 4,86
ав т
К11 2,75 0,097 2,75 1,9 5,12
х ш
Rш
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого заКм2 и к а ння в мережі
110 кВ
х а в т 1 х а в т 2
РозрахуКн3 о к струму Ко4 д н о фазного кRо р о ткого заRми к а ння здійснюємо у
ав т 1 ав т 2
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить точку
А однофазного короткого замикання, склахд яа 1 є м о схемух зя 2а м іщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [4, 5].
Для розрахунку струму однофазногоR я з 1а м икання Rна я 2 з е млю приймаємо
електричТн Пу 1 с х ему трТан П с 2 ф о р матора 110/10 кВ і склКа3 д а є мо схемКу4 з а міщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканняТм П в 1 т о чці А. Т П 1
S А
к з
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х однхо фазного КЗ
с0 л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − S = 100 МВАU; к 0 б
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
S
− базисний струм визначаємо за формулою I = б
б .
3 U Ли с т
б
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Відповідно:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х = n х ; (6.13)
0 пл
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =3,5 0,036 = 0,13.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1)
к = k S(3)
к ; (6.14)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2410 = 3615 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
S(1)
I(1) = к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
(1) 3615
Iк = =18,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу х ( – визначається раніше).
с1 = хс2 = хс, хс = 0,045
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х = б
с0 − хс1 − х
с2;
Ік
3 1 5,5
xcо = − 0,042 − 0,042 = 0,79.
18,9
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,79+0,13) (0,105+1,105)
х0,рез == = 0,6.
(0,79+0,13) + (0,105+1,105)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 І
І = б
кзА , (6.16)
хрез1 + хрез2 + х0
хрез1=хс1+хл1=хрез2=0,042+0,036=0,078 Ом ,
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 10,55
ІkA1 = = 20,8 кА.
0,078+ 0,078+ 0,6
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [4].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,85 А Ін= 2000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 3,37кА Iвідкл = 31,5 кА
В = І 2 2 2 2
к t= tф = 3,37 3 = 34,1 Вк = Ітер tтер = 31,5 3= 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
t – час спрацювання апарату захисту, с.
ф
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін= 1000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 3,37 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1.
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
В 2 2
к = Іt= tф = 4,77 3= 68,26 Вк = І 2
тер t = 422
тер 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
Sном =15 ВА r2ном =1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r2прил = , (7.2)
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S − I2
2Н 2Н (rприл + rк )
r = . (7.3)
пров
I2
2Н
S 2
2Н − I2Н (rприл+ rк ) 15 52 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 52
2Н
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр = , (7.4)
rприл
0,02 7
F мм2
пр = = 0,28
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1є
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,5 А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91 кА Iвідкл = 20 кА
Sроз
І
р10 = , (7.5)
3 × Uн
5300
Ір10 = = 278,7 A.
3 ×11
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =139,25 А Ін= 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91кА Iвідкл = 20 кА
Вк = І 2 2
t= tф = 3,7 3= 41,07 Вк = І 2 2
тер tтер = 52 3= 8112
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
5300 / 2
І р10 = =139,25 A.
3 11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3.
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,5 А Ін =300 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 70 кА
Вк = І 2
t= tф = 3,72 2 = 27,38 B =І 2 2
к t= tт.с = 70 1= 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА ,r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5А. До трансформаторів
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Е-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-І680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-І689 2,5 2,5
У підсумку: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І 2 2
2 5
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S2 Н − I 2
2 Н ( rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 7
Fпр = = 2,33 мм2
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
перерізом 2,5 мм2
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМІ–10 (рис. 1.13). Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.8.
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р, Вт Q, вар S, ВА
Вольтметр Е-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
СА-
активної 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
І670М
енергії (ввід)
Лічильник
СР-
реактивної 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
І676
енергії (ввід)
Лічильник
Активної СА-
2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії І670М
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної СР-
2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії І676
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S =120 ВА більше Sф = 0,08
2H ВА, то він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [4]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
4320 0,2
F 2
min = = 23,3мм ,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф = 0,08 + 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 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,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід, 3 -
електроприймачі
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [3, 7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [7].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 92 м;
− ширина В = 40 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [7]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 8−1− 0,5 = 6,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [3, 7]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами типу ДРИ — hс = 0,5);
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A×B 93×30
i= = = 3,5.
Hp×(A+B) 6,5×(93+30)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,4 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані = =1,4 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L = Hp =1,4 6,5 = 9,1 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 40 м
В 40
пр = = = 4,4 .
LB 9,1
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 70 м
A 92
п = = = 14,6 ,
с.р.
LB 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 15.
Загальна кількість світильників
псв = пр пс.р. = 4 15 = 60 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [7].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100×Е ×А×В×z×k 100×200×92×30×1,1×1,3
ФП = н з = =24950 лм,
n×ηв 60×76
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [7];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 — для ламп ДРЛ [7];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 84.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо лампу ДРЛ 390 зі
світловим потоком Фл = 35000 лм і потужністю Рл = 290 Вт, та світильник
ГСП04-270 з КСС типу Д та ККД св = 0,65
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 24950 35000 0,651,2 24950 ;
22455 22750 29940 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå = Рл n = 29060 =17,2 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
B−LB (np −1)
lB = 0,3 LB = ;
2
2 0,3 L
B = B − LB (np −1);
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
B = 0,6 L
B + LB (np −1) = LB (0,6 + np −1) = LB (np − 0,4);
B 58
LB = = = 8,8 м.
np − 0,4 7 − 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
l = 0,3L = 0,38,8= 2,64 м. B B
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А −LА (nсв.p −1)
lА = 0,3 LА = ;
2
2 0,3 LА = А − LА (nсв.p −1);
А = 0,6 LА + LА (nсв.p −1) = LА (0,6 + nсв.p −1) = LА (n
св.p − 0,4);
А 72
LА = = = 6,2 м.
nсв.p − 0,4 12 − 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА = 0,3LА = 0,36,2 =1,86 м.
Перевірочний розрахунок.
Перевірочний розрахунок проводимо точковим методом [7].
Визначаємо відстані d1, d2 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню
2 2 2 2
L L 6,2 8,8
d = A + B
1 = + = 4,51 м;
2 2 2 2
2 2 2 2
3 LA LB 3 6,2 8,8
d2 = + = + =10,23 м;
2 2 2 2
Визначаємо (рисунок 8.1) освітленості е1 i е2 які створюють обрані
світильники, Фл = 35000 лм, КСС типу Д на відстанях d1 = 4,51 м i d2 = 10,23 м
при висоті підвісу світильників над робочою поверхнею Нр = 4,5 м.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
α
R
Hр
I
α
Iα
А d
Рисунок 8.1 – Визначення освітленостей е1 i е2
Визначаємо кути та під якими сила світла відстанях d1 = 4,6 м i d1 2 2
= 10 м падає на точку А:
d
1 6,05
1 = arctg = arctg = 45;
H р 6,5
d
2 13,8
2 = arctg = arctg = 67;
H
р 6,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та умовною
лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами = 45 та :
1 2 = 66
I = I0 cos(n0 1) =330 cos(145) = 233,1 кд;
1
I = I0 cos(n0 2 ) =330 cos(167) =128,9 кд.
2
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами = 45 та
1
= 66 :
2
I cos3 483 cos3
1 1 45
e1 = = = 4,1 лк;
H2 4,52
p
I cos32 128,9 cos3 67
e 2
2 = = = 2,1 лк.
H2
p 4,52
Так, як освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками, і
освітленість е2 — чотирма, то сумарна освітленість яка створюється
світильниками з умовними лампами зі світловим потоком 1000 лм на відстанях
d1 i d2 буде дорівнювати
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
2
Е =еп = 4 е1 + 4 е2 =11,6 лк.
п=1
6.13.5. Розраховуємо освітленість, яка буде створена в точці А
світильниками з лампами ДРЛ 270 зі світловим потоком Фл = 35000 лм,
враховуючи ККД , коефіцієнт запасу [7] k = 1,3 та неврахованої
св = 0,65 з
освітленості μ = 1,0
Фсв×μ×ЕΣ 35000 0,65 1,0 11,6
E= = = 202,6 лк,
kз×1000 1,3 1000
де ЕΣ — розрахункова сумарна освітленність, Е =11,6 лк;
Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Ф
св=Фл×ηсв.
Отримане освітлення не повинно відрізнятися від мінімального більш
ніж на − 20 +20 %
0,9 Е
тіп Е 1,1 Етіп
0,9 200 202,6 1,1 200
180 202,6 220
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,8,
тоді tgφ=0,75.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос =17,6 0,5=8,8 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [3, 7] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 400/230 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище
230 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 230В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-230 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 0,4 кВ, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 0,4 кВ, у тому
числі фазна напруга системи 660/400 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/400 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
400/230 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 230 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
230 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою
частиною аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела
живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою
(але не особливо небезпечних).
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
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 400 В та коли система напруг 400/230 В
або 230/133 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів к
п
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
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
Іроз = ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Рроз 103
Іроз = ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
Pроз 103 Pроз 103
I = = ,
pоз
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,9 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 3 3
роз 10 17,65 10
І А.
роз = = = 38,8
3 Uф cos 3 220 0,9
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирижильний кабель
типу АВВГ (4×16) з допустимим струмом на повітрі − 60 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 3,9 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [3, 7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
97,5 % U , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
ном
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, – не нижча
95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до ,
ном 10 % Uном
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % U .
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % U , при інших лампах – не нижчою 88 % U .
ном ном
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за номінальну);
хх
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
U ,
тр = (Ua cos+ Up sin)
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз
a = ;
Sном.тр
U = U 2
p кз −U 2 ,
a
де Р – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
кз
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р , U
кз кз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M1 = L P ,
M 2 = P1 L1 + P2 (L1 + L2 ) + P3 (L1 + L2 + L3 )
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 = Р1 L1,
1
Р
де 1 = Pроз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 = 17,6 18 = 79,2 кВт·м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 = Р1 L1 +Р2 (L ,
1 +L2)
1 17,3
де Р1 = Pроз.ос Р1 = = 4,4 кВт, L1+L2 = 46 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 17,6
Р = = = 0,44 кВт.
2
40 40
Отже отримаємо
М2 = 4,4 46+0,44 (46+12,5) = 228,1 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C F
Для першої ділянки
79,2
U1 = = 0,07 %
46 25
Для другої ділянки
228,1
U2 = = 0,20 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
− 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.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр ; Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр ; Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр; Uн.в. ≥ Uр.в.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ; Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2;
Iт.д. ≥80∙1,2; Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за формулою
P
I = ном
pоз , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [3] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Для нашого випадку КП =0,3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р , ,
ном, І р І , I
max Н .ДОП .Л
Споживач cosφ Марка
кВт А А А
Поперечно-стругальний 5,5 0,8 10,44 13,05 19 АВВГ(4×2,5)
Прес штампувальний 24,3 0,85 39,3 49,13 60 АВВГ(3×16)+(1×10)
Піч опору* 50 0,95 79,9 100 110 АВВГ(3×50)+(1×25)
Тельфер 13 0,72 27,4 34,3 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вентилятор 3 0,8 5,7 7,13 19 АВВГ(4×2,5)
Токарно-револьверний 15 0,85 26,8 33,5 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вертикально-
7,5 0,8 14,2 17,8 32 АВВГ(3×6)+(1×4)
свердлильний
Заточний 2,2 0,72 4,64 5,8 19 АВВГ(4×2,5)
Зварювальна машина* 22 0,8 41,8 52,25 60 АВВГ(3×16)+(1×10)
Круглошліфувальний 18,5 0,85 33,1 41,4 42 АВВГ(3×10)+(1×6)
Токарно-гвинторізний 11 0,85 19,66 24,6 27 АВВГ(4×4)
Фрезерний 11 0,85 19,66 24,6 27 АВВГ(4×4)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП , А IН.ДОП ., А Марка
РП1 138,7 165 ВВГ(3х50)+(1х25)
РП2 146,1 250 ВВГ(3х70)+(1х35)
РП3 62,1 165 ВВГ(3х50)+(1х25)
РП4 177,6 250 ВВГ(3х70)+(1х35)
РП5 217,35 250 ВВГ(3х70)+(1х35)
РП6 155,1 250 ВВГ(3х70)+(1х35)
Конденсаторна установка 101,5 125 ВВГ(3х35)+(1х25)
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5594,2
Iр.с.в= = =428,8А.
3 Uн 3 0,4
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-40 800/500, для якого
Uн=0,4 кВ, Ін=500А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм -(ΔUтр +Uм +ΔU
1 сп )−5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ
0 ) . 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху щоглових підйомників – токарно револьверного верстату, для якого
Ір=26,8А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 10 мм2, питомий активний та
індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×26,8×0,04×(0,58×0,65+0,6×1,17)=1,75В ;
л2
1,75
ΔU (%) = 100%=0,44%..
л2 400
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔUт = м ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
Uа = кз ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Uр = u2 2
кз -U а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 594,2
Sм = Sтп = = 297,1 кВА,
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
Uр = 4,52 -1,382 = 4,3% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
297,1
ΔUТ = ×(1,38×0,74 + 4,3×0,67) = 2,83% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,83% − 0,46% = 101,71% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 = U 2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [2]. Де представлені
рекомендації стосовно застосування методики розрахунків максимальних і
мінімальних значень струму при симетричних і не симетричних КЗ, види яких
визначені відповідно методики.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, установок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання (рис.
8.9).
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі (шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається Uб = Uн , де Uн = 10,5кВ ; за базисну потужність
приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА , L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за виразами:
Р U2
r = к НН 6
т 10 ;
S2
нт
2 2
x = U2 100P
- к UНН 4
т к 10
;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r 6
т = 10 =5,5 мОм ;
4002
2
100 5,5 0,42
xт = 4,52 - 104 =17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [6] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм; rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно з [8]
rQF1 = 0,25 мОм; rQF 2 = 0,65 мОм; rQF 3 = 2,15 мОм; ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF 2 = 0,17 мОм; ХQF 3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно даних, що приведені в [6]
rTA =1,7 мОм; ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником
rL1 = r0 L1; XL1 = x0 L1;r = r L ; X = x L .
L2 0 2 L2 0 2
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 16 = 5,12 мОм; X L1 = 0,057 16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 3 = 4,62 мОм; X L2 = 0,062 3 = 0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемою
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»:
r = rT + r
(КЗ ) K + rQF1 + rK + rTA + rK + rQF 2 + rKQ + rKL1 + rL1 + rQF 3 + rKL2 + rL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 +1,0 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ )
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,3 мОм.
Х = ХС + Х + Х + Х + Х
(КЗ ) T QF1 TA QF 2 + Х L1 + ХQF 3 + Х L2.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 22,9 мОм.
(КЗ )
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,3) + (22,9) =33,4 мОм.
(КЗ)
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05 380
ІКЗ(КЗ) = = 6905А.
3 33,4 10−3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»:
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r + r
(К 2) T K QF1 K TA K QF 2 KQ KL1 L1 + rKL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1=17,4 мОм.
(К 2)
Х = Х + Х + Х
(К 2) С T QF1 + ХTA + ХQF 2 + Х L1.
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,5 мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (17,4) + (21,5) =27,7 мОм.
(К 2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
ІКЗ(К 2) = = 8326А.
3 27,7 10−3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»:
r = rT + r + r + r + r .
(К1) K QF1 K TA
r = 5,5+1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
(К1)
Х = ХС + ХT + ХQF1 + ХTA.
(К1)
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
(К1)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,5) + (20,4) =22,5 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
ІКЗ(К1) = =10250А.
3 22,5 10−3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 = 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) = 2 10250 =14453 А; іа0(К 2) = 2 8326 =11740 А;
іа0(К 3) = 2 6905= 9736 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
іat = i a
a0 e , (8.2)
де t – час, с;
T – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
a
дорівнює
x
Ta =
,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
і (8.4)
уд = 2 Іп0 К уд ,
tуд
−
де К =
Т
1+ sin e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
уд K
x
,і
даними з [5], які визначають значення Куд в залежності від відношення ;
r
,і
– кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
к
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к = arctg ; (8.5)
r
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
tуд = 0,01 K . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими з [5].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x 20,4 x 21,5 x
(К1) (К 2) (К 3) 22,9
= = 2,2; = =1,2; = = 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
К уд(К1) =1,22;
К
уд(К 2) =1,1;
К уд(К 3) =1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) = 2 10250 1,22 =17634 А,
іуд(К 2) = 2 8326 1,1=12915 А,
іуд(К 3) = 2 6905 1,05 =10222 А.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
І , А
КЗ 12841 11740 9736
іуд , А 17634 12915 10222
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматичними
вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані на
довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином,
такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги стійкості
до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у даному
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
.
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
І ,
р 1,1 І ,
р 1,25 I , Тип І , І ,
Споживач П н.АВ н.Т .Р.
А А А апарату А А
Зварювальна машина 41,8 45,9 286,9 ВА47 – 29 63 50
Поперечно-стругальний 10,44 11,5 65,25 ВА47 – 29 63 16
Прес штампувальний 39,3 43,2 245,6 ВА47 – 29 63 50
Токарно-револьверний 26,8 29,5 184,4 ВА47 – 29 63 40
Вентилятор 5,7 6,27 39,2 ВА47 – 29 63 10
Піч опору 79,9 87,9 499,3 ВА88 – 32 125 100
Вертикально-свердлильний 14,2 15,6 88,75 ВА47 – 29 63 16
Конденсаторна установка 101,5 111,7 ВА88 - 32 125 125
Тельфер 27,4 30,14 171,3 ВА47 – 29 63 40
Заточний 4,64 5,1 29 ВА47 – 29 63 10
Розподільчий пункт РП – 1 138,7 152,6 ВА88 ‒ 33 160 160
Розподільчий пункт РП – 2 146,1 161 ВА88 – 35 250 250
Розподільчий пункт РП – 3 62,1 68,3 ВА88 – 32 125 80
Розподільчий пункт РП – 4 177,6 195,4 ВА88 – 35 250 200
Розподільчий пункт РП – 5 217,35 239,1 ВА88 – 35 250 250
Розподільчий пункт РП – 6 155,1 170,6 ВА88 – 35 250 200
Токарно-гвинторізний 19,66 21,6 122,9 ВА47 – 29 63 25
Фрезерний 19,66 21,6 122,9 ВА47 – 29 63 25
Круглошліфувальний 33,1 36,4 206,9 ВА47 – 29 63 40
ЩО 38,8 42,7 ВА47 – 29 63 50
ЩАО 3,9 4,3 ВА47 – 29 63 6
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на аркуші №6 графічної частини.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх − поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп − тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах − коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах − струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіряємо лінію для живлення печі опору, для якої Ір =
79,9 А, ІДОП = 110 А, ІЗАХ =100
1 110 1 100 А.
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=9,74 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / / / / / /
пр(п) = f ( ) (рисунок 8.4), де = I / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) = 0,005 .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину t ( ) не враховують.
пр а
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
9736 0,02
Smin = =16,6 мм2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = E - ΔU + U +ΔU −5 ,
1 Т ( Т м сп )
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [6].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
UТ = max (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U = КЗ
a – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
U = U2 2
р КЗ − Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
594,2 5,8 2 5,8
UТ = 100 0,74 + 5,5 − ( 100)2 0,67 = 3,7%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (3,1+ 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = 5%− 6,13% −5%,
U1 =1,13% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
U2 = Ет − 0,3(3,7 + 2,5)− 0,56 +5%,
U2 = Ет −1,18% +5%
U2 = 3,82% +5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства [3, 6].
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання [3, 6].
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок [6].
В даному проєкті використовується двотрансформаторна КТП
двохрядного типу з шинним мостом − 2КТП-400-10/0,4-У3 виробництва
«Енергоспецсервіс», Україна. До складу КТП входять: пристрій вводу з боку
високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний пристрій з
боку нижчої напруги (РУНН), шинний міст. УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф:
шафи введення нижчої напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи
секційної – ШНС; зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням) [3, 6].
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф [3, 6].
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ) [3, 6].
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце [6]. На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
бачок з мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє
на сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Перевезення кожного блоку об'ємної підстанції
здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по залізних і
автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних об'ємних
елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка діагностуючої системи
пристрою РПН силових трансформаторів
Призначення діагностуючого пристрою у складі системи контролю
контактів трансформаторів з РПН. Розроблювана мікропроцесорна система
діагностики контактів РПН силового трансформатора дає змогу спостерігати
форму напруги на контактах РПН.
Функціональний склад системи. Система у своєму складі має такі
основні частини: блок обробки сигналів, блок програмного забезпечення.
Будова та принцип дії системи. Блок обробки сигналів виготовлений
корпусі з пластику. На передній панелі блоку розміщені: символьне
рідкокристалічне табло, дві кнопки "–", "+" і USB роз'єм для встановлення
флеш-карти. На задній панелі блоку розміщені: вимикач мережі живлення,
запобіжник, роз'єм для прилучення з'єднувального кабелю й тумблер В-2.
Робота системи.
Спрощена схема осцилографування перемикання контактів контактора
наведена на рис. 9.1.а; а блок схема цифрової частини – на рис. 9.1.б.
На схемі приведено варіант розміщення РПН в нейтралі
трансформатора. Принципово нема різниці, де в контурі протікання струму від
джерела живлення знаходиться регульована обмотка та струмообмежуючі
резистори. На рис. 9.2 наведена схема електрична принципова пристрою, що
розглядається.
Послідовність перемикання контактів контактора, для переходу з
відводу І на відвід II, відповідає нумерації контактів (1-4). Спочатку
розмикається контакт 1 і струм від джерела е.р.с. Е1 протікає через R1, потім
замикається контакт 2 і струм протікає через два паралельно сполучені опори
R1 та R2- Далі розмикається контакт 3 і струм протікає через опір R2 і останнім
- 4-м контактом, шунтується цей опір. Цикл роботи контактора повторюється
кожен раз під час переходу струму з непарного відводу регулювальної
обмотки до парного і з парного – до непарного. Резистор R3 дозволяє
встановити необхідний для осцилографування струм (3÷5) А, що вимірюється
амперметром РА. Джерелом е.р.с. є акумулятор напругою (12÷24) В.
Якщо до розмикання контактів 1 струм у фазі трансформатора
усталиться, то рівняння стану схеми після розмикання контактів 1, за умови
відсутності струму в L22, матиме вигляд:
L di
1 = i (R +R )+ 11 1
1 3 çàã , (9.1)
dt + i1R1
1 = i1 (R3 +Rçàã ) . (9.2)
Оскільки струм в колі з великою індуктивністю L22 (кілька тисяч Генрі)
практично не змінюється під час перемикання контактів контактора, можемо
стверджувати, що після комутації рівняння (9.2) є справедливим.
Отже з (9.1)
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
L di
1 = i1 (R3 +R )= 11 1
çàã , (9.3)
dt + i1R1
L di
або 0= 11 3 . (9.4)
dt + i1R3
а) б)
Рисунок 9.1– Спрощена схема осцилографування перемикання контактів
РПН трансформатора (а); блок-схема цифрової частини (б)
З останнього рівняння отримаємо, що спад напруги на резисторі (що
змінюється стрибком) дорівнює, з протилежним знаком, спадові напруги на
індуктивності від зміни струму
L
i R = − 11di1 . (9.5)
1 1 dt
У вторинній обмотці трансформатора (ах) також наводиться
електрорушійна сила, що визначається рівнянням
L12di
e =− 2
2 , (9.6)
dt
де L12 – взаємна індуктивність між первинною і вторинною обмотками фази
трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Рисунок 9.2 – Схема електрична принципова пристрою
осцилографування
Вторинна обмотка приєднана до входу Системи з великим вхідним
опором і тому реакцією струму вторинної обмотки можна знехтувати.
Очевидно, що для невеликих струмів в обмотці трансформатора, індукції в
магнітопроводі будуть далекі від насичення і схему слід розглядати як лінійну.
Для випадку лінійних індуктивностей форма напруги е2 буде повторювати
форму спадку напруги на опорі R1 під час перемикання контактів контактора,
що витікає з порівняння формул (9.5) та (9.6). Визначимо напруги на резисторі
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
R3 та е2 для трансформатора 110/35/10 кВ. опір R3 для перемикаючого
пристрою дорівнює 4 Ом. Нехай в обмотці 110 кВ трансформатора протікає
струм З А. Тоді спадок напруги на опорі R1 дорівнює 12 В. Така ж напруга, з
протилежним знаком, буде індукуватись в обмотці 110 кВ. В обмотці 35 кВ
трансформатора індукована напруга буде меншою на коефіцієнт
трансформації.
Отже
UCH 35
e2 = iR1 =12 =3,82B ,
UBH 110
що добре узгоджується з вхідними колами системи.
Далі сигнал з обмотки подається на вхід блоку обробки сигналів
Системи симетричною витою парою. Сигнал поступає на інструментальний
підсилювач через вимикач.
Інструментальний підсилювач призначений для подавлення синфазних
завад та узгодження із входом 12-ти розрядного паралельного АЦП. Вимикач
призначений для від'єднання входу блоку під час підключення його до схеми
вимірювання. Процесор опитує кнопки, виводить інформацію на дисплей,
зчитує інформацію з АЦП, переписує масиви інформації у оперативно
запам'ятовуючий пристрій (ОЗП) та флеш-карту.
Після ввімкнення живлення на дисплеї висвічується номер останньої
зареєстрованої осцилограми, її розмах в та тривалість осцилограми в
мілісекундах. Гортання осцилограм здійснюється натисканням кнопок "–" або
"+", що розміщені на передній панелі блоку. Одночасним натисканням кнопок
"–" та "+" здійснюється запуск режиму реєстрації та відбувається скидання
лічильника і осцилограм.
Запис інформації здійснюється після перевищення порогу реєстрації.
Тривалість реєстрації однієї осцилограми 200 мсек. Максимальна кількість
осцилограм, зареєстрованих у флеш-пам'яті залежить від її об'єму.
Поріг реєстрації задається одночасним натисканням трьох кнопок
"–","+", та "Режим", які розміщені на передній панелі блоку.
Далі одночасним натисканням кнопок "–" і "Режим" проводиться
зменшення напруги порогу запуску, а одночасним натисканням кнопок "+" і
"Режим" проводиться збільшення напруги порогу запуску. Для переводу
блоку в режим запису осцилограм необхідно повторно одночасно натиснути
три кнопки "–", "+" та "Режим".
Осцилограми зареєстрованих напруг зберігаються у ОЗП блоку до
наступного запуску реєстрації. Інформація переноситься в ПК з допомогою
флеш-карти. Приклад типової осцилограма зображено на рис.9.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Рисунок 9.3 – Вигляд типового осцилографічного зображення на моніторі
персонального комп’ютера
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
Розрахунок вартості встановлення та підключення цехових підстанцій
При виборі раціональної схеми зовнішнього електропостачання
підприємства необхідно враховувати категорію споживачів електроенергії,
потужність, що споживається ними, особливості технології виробництва,
кліматичні умови, забрудненість оточуючого середовища та інші фактори.
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою 110
кВ і вище призначені для виконання:
− техніко-економічних розрахунків при зіставленні варіантних рішень
вибору;
− схем електричних мереж («схемне проєктування»);
− розробки обгрунтувань інвестицій і бізнес-планів;
− оцінки обсягу інвестицій при плануванні нового будівництва, а в
окремих випадках і при здійсненні реконструкції електромережевих об'єктів.
В основу визначення УВП покладені:
− матеріали, узагальнювальні кошторисні розрахунки до проєктів
конкретних об'єктів;
− вимоги до будівельної і механічної частини електромережевих
об'єктів, які визначені «Правилами побудови електроустановок» 7-го видання;
− «Загальні технічні вимоги до підстанцій 330-750 кВ нового
покоління»; «Загальні технічні вимоги до повітряних ліній електропередач
110-750 кВ нового покоління»;
− ціни, що діють на устаткування і матеріали заводів-поставщиків.
Базисні УВП враховують вартісні показники на 1 км. повітряних і
кабельних ліній, а також на підстанції в цілому і по їх основним елементам
для середніх умов будівництва в європейській частині.
УВП враховують усі витрати на споруду повітряних ліній і підстанцій
по об'єктах виробничого призначення (базисні показники вартості), витрати на
відведення земельної ділянки (вилучення, надання і передача її у власність або
оренду, а також витрати по оренді земельної ділянки в період будівництва)
визначаються у відповідності із земельним законодавством.
Засоби на відшкодування втрат сільськогосподарського виробництва,
викликані вилученням (або тимчасовим заняттям) земельних ділянок,
визначаються у розмірі вартості освоєння рівновеликої площі нових земель.
Усереднене значення вартості освоєння нових земель замість
сільськогосподарських угідь, що вилучаються, для сільськогосподарських
потреб складає С =нз 40 грн/м2.
Розрахунки УВП мереж зовнішнього електропостачання підприємства
проводимо в наступній послідовності:
− розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання;
− розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції;
− розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних каналів;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
− розрахунок вартості встановлення та підключення цехових
підстанцій;
− визначення сумарних капітальних вкладень в будівництво та монтаж
системи зовнішнього електропостачання підприємства.
Безпосередньо в даному розділі необхідно визначити вартість
встановлення цехової трансформаторної підстанції (ТП) до якої входить
вартість основних складових ТП, їх транспортування до місця встановлення та
вартість установки і підключення елементів ТП між собою і до КМ з
урахуванням формул та таблиць укрупнених показників вартості на ТП та
монтажні роботи, згідно з таблицею 10.1.
Таблиця 10.1 – Вартістні показники встановлення ТП (орієнтовні)
Вартістні показники
Установки та/або
Елементу Транспортування,
Елемент ПГВ підключення до КМ,
ТП, СТПі СтрТП = 0,15∙СТП
СустТП = 0,25∙ СТП
грн. грн. люд.- грн.
днів
Трансформатор силовий:
- 630 кВА 6 66500 59 850 6 99 750
- 400 кВА 10 42 000 63 000 14 105 000
ККУ-0,4-75 2 15 050 4 515 2 7 525
АКУ-0,4-80 8 14 700 17 640 2 29 400
АКУ-0,4-110 2 18 550 5 565 2 9 275
АКУ-0,4-120 4 18 550 11 130 4 18 550
Трансформатор струму 25 1 600 6 000 20 10 000
Вимикач ВВЭ-10-630 23 34000 117 300 2 195 500
ВСЬОГО C = (n C + С 2 660 000грн.
ТП i ТПі трТП + СустТП ) =
Після запуску і тестування ТП, приймальна комісія оформлює акт
передачі ТП в експлуатацію. При цьому вартість роботи приймальної комісії
[26]: Сп.к= 22 900 грн.
Дані по вартості встановлення та підключення ТП наведені в таблиці
10.2.
Таблиця 10.2 – Витрати на встановлення та підключення ТП
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на придбання складових елементів ТП, СТП 1 900 000
Витрата на транспортування елементів ТП, Стр.ТП 285 000
Вартість підряду на установку і підключення до КМ, СустТП 475 000
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 22 900
Разом 2 682 900
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Кількість, nі, шт
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені
експериментального відділу
В даному розділі розглядаються та аналізуються умови праці в
приміщенні експериментального відділу, в якому проводиться розробка
системи електропостачання підприємства з виготовлення будівельних
підйомників. Цей відділ розташовується на другому поверсі триповерхової
цегляної будівлі.
Основна робота з розробки відповідних проектів полягає в проведенні
розрахунків з використанням спеціальних прикладних програм, обробці
інформації, моделювання різноманітних процесів, розробці функціональних та
принципових електричних схем. Устаткування відділу складається з трьох ПК,
двох друкувальних пристроїв.
Кабінет відділу має наступні розміри: довжина 6 м, ширина 3,5 м,
висота 3 м. Приміщення розраховане на трьох одночасно працюючих чоловік.
Площа, яка припадає на одного працівника – 7 м2, об’єм – 21 м3, що відповідає
вимогам ДБН В.2.2.28-2010 з розрахунку на одного працівника.
Робота працівників відділу відноситься до категорії 1-а легких, тому що
виконується сидячи, не потребує систематичної фізичної напруги або підняття
і перенесення ваги. Енерговитрати при виконанні такої роботи складають
приблизно 150 ккал/год, це еквівалентно 172 Дж/сек.
Мікроклімат у відділі визначається: температурою повітря, відносною
вологістю, швидкістю руху повітря і інтенсивністю теплового
випромінювання від нагрітих поверхонь.
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату в приміщенні
відділу наступні:
1. Температура повітря: в холодний період року – 19-20°С; в теплий
період року – 25-30°С.
2. Вологість повітря: в холодний період року – 50-52%; в теплий період
року – 45-47%.
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,05 м/с; в теплий
період року – 0,1 м/с.
Нормативні параметри мікроклімату в приміщенні відділу:
1. Температура повітря: в холодний період року – 22-24°С; в теплий
період року – 22-28°С.
2. Вологість повітря: 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря: не більше 0,1м/с;
Вище наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99, за
виключенням температури в холодний та теплий період року. Необхідно
встановити систему кондиціонування і підігріву повітря, тому що в теплий
період року температура повітря становить 25-30°С, а в холодний 19-20°С.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Кабінет відділу відноситься до класу приміщень без підвищеної безпеки
ураження електричним струмом, тому що відповідає таким вимогам:
– відносна вологість повітря 50-60%;
– кабінет має неструмопровідні дерев'яні поли (паркет);
– немає утворень пилу, що проводить струм;
– неможливість одночасного дотику з однієї сторони до металевих
конструкцій будинку, що мають з'єднання з землею, і з іншої сторони до
корпусів електроустаткування.
Вся електрична підводка до столів, де розташовані ПК, захищена від
механічних ушкоджень. Для захисту від ураження електричним струмом
застосована система захисного заземлення відповідно до ДСТУ Б В.2.5-
82:2016.
При роботі з ПК не відбувається утворення і виділення в повітря
загально-токсичних, подразнюючих, канцерогенних і інших шкідливих
речовин, концентрація яких перевищувала б установлені норми і правила,
тому повітря робочої зони відповідає вимогам до ГДК шкідливих речовин і
пилу.
При роботі з ПК характеристика зорової праці відповідає високій
точності, тобто найменший розмір об'єкта розрізнення понад 0,3 мм до 0,5 мм,
що відповідає 3 розряду зорової праці, підрозряд в; контраст розрізнення
об'єкта з фоном - великий, фон світлий.
Приміщення відділу має бічне природне освітлення через три світлових
отвори у зовнішній стіні (вікон). Розміри вікна: ширина 1,5 м; висота 2,2 м.
Нормований коефіцієнт природного освітлення для ІІІ розряду зорової праці
для території України дорівнює 1,5 %. Площа світлових отворів забезпечує
необхідний КПО, фактичне значення якого становить 28-32 %, що є достатнім
рівнем, обумовленим ДБН В.2.5-28-2018. Для темного часу доби передбачене
штучне освітлення. Приміщення обладнане чотирма світильниками, кожний з
яких має по дві люмінесцентні лампи денного світла ЛБ, потужністю 60 Вт
кожна. Фактичне значення штучного загального освітлення складає 360 лк, а
нормативне значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає
ДБН В.2.5-28-2018.
Джерела вібрації в даній лабораторії відсутні, тому рівень вібрації
відповідає вимогам ДСН 3.3.6.039-99.
Приміщення розташоване в південній частині будинку, на стінах яких
поклеєні шпалери блідо-рожевого кольору із коефіцієнтом відбиття 40-60%,
шпалери мають матову структуру. Робоче місце обладнане відповідно до
вимог ДСТУ 8604:2015 «Дизайн і ергономіка. Робоче місце для виконання
робіт у положенні сидячи. Загальні ергономічні вимоги».
У даному кабінеті робочі місця розташовані таким чином, щоб у поле
зору не потрапляли вікна й освітлювальні прилади. Екран монітору розміщені
під кутом 90-105о до вікна, у поле зору не потрапляють поверхні з
дзеркальним відбиттям. Співвідношення яскравості екрана з найближчими
поверхнями не перевищує 5:1, покриття столу матове з коефіцієнтом відбиття
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
0,3-0,4. Монітор розміщений так, щоб відстань від очей користувача до екрана
складала не менше 700 мм, кут зору 30о. Руки користувача розташовуються на
робочому столі в горизонтальному положенні, передбачена опора для спини.
Приміщення відділу відноситься до категорії В - пожежонебезпечних
приміщень, тому що є наявність горючих речовин: дерев'яні столи і стільці,
дерев'яна підлога, віконна рама; приміщення сухе з відносною вологістю 50-
60% (ДСТУ Б В.1.1-36:2016). Згідно умов експлуатації відповідно до ДБН
В.2.5-56-2014 приміщення обладнане системою пожежної сигналізації в складі
автоматичного теплового оповісника, який формує сигнал про пожежу при
виявлені чинника, що супроводжує пожежу – температури. На даний момент
система застаріла і не працює, тому потребує суттєвої модернізації.
Для гасіння пожежі в приміщенні передбачений ручний вуглекислотний
вогнегасник типу ВВК-3,5, призначений для гасіння твердих і рідких горючих
речовин, а також електроустановок, який знаходиться на видному місці при
виході з кабінету з лівої сторони (Правила експлуатації та типові норми
належності вогнегасників).
При виникненні пожежі люди евакуюються з приміщення шляхом
виходу в коридор другого поверху, що веде на сходову клітку, яка має вихід
назовні через вестибюль, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
За результатами аналізу умов праці робітника відділу, можна зробити
висновок, що всі параметри приміщення відділу відповідають вимогам
нормативних документів для даного типу роботи. Відхиленням від
встановлених вимог є відсутність системи кондиціонування і підігріву повітря
та застаріла система пожежної сигналізації. Виходячи з цього рекомендується
у відділу модернізувати систему пожежної сигналізації.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу
Охоронно-пожежна сигналізація – безліч технічних пристроїв, що
використовуються з метою своєчасного виявлення пожежі та незаконного
доступу зловмисників на підконтрольну територію. Найчастіше її інтегрують
із засобами охорони та інжиніринговими системами об'єкта, даючи достовірні
дані засобів сповіщення, гасіння пожежі, видалення задимленості, контролю
доступу та інших.
Система охорони в комбінації з пожежної тривогою вирішує функції
своєчасного повідомлення охоронної групи про факт незатвердженого
вторгнення або спробі вторгнення зловмисників на підконтрольну територію з
встановленням періоду і локалізації порушення її кордону. Що стосується
системи пожежної тривоги, то вона створена для оперативного виявлення
джерела загоряння і повідомлення про пожежу, а також ефективного
автоматичного гасіння вогню.
Виходячи з масштабності проблем, що вирішуються пожежною
охороною, вона передбачає обладнання таких груп:
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
- обладнання для централізованого управління. На багатьох об'єктах
присутній головний ПК з присутніх на ньому ПО для керівництва охоронною
системою (в дрібних варіантах обов'язки центрального керівництва бере на
себе спеціальна панель);
- обладнання, що використовується для збору і обробки даних з супутніх
датчиків;
- сенсорні апарати - оповісники пожежної тривоги.
Поєднання охоронної та пожежної систем виконується в межах
централізованого управління. При чому ці дві системи адмініструють
відокремлені модулі управління, які є автономними в складі цілісної системи.
На невеликих підконтрольних об'єктах управління засобами пожежної безпеки
здійснюється за допомогою багатофункціональних приймально-контрольних
блоків.
Приймально-контрольний блок проводить живлення всіх датчиків
охоронно-пожежної сигналізаційної системи, приймає інформацію від
датчиків, створює тривожні повідомлення, подає їх в пункт централізованого
управління і створює сигнали на активізацію інших інжинірингових систем.
Охоронно-пожежні системи поділяються на такі види:
1. Неадресні (порогові) системи - найчастіше ними обладнуються
невеликі об'єкти. У цьому варіанті кожен датчик має певний поріг активізації.
Наприклад, якщо це тепловий оповісник, то при конкретній температурі
повітря цей датчик передасть сигнал на централізовану панель пожежної
сигналізації, але, якщо температура не підвищиться до певної, система буде
мовчати.
2. Адресні системи - використовуються для моніторингу середніх і
великих об'єктів і дають можливість визначення джерела загоряння або
доступу на територію за рахунок вмонтованих схем встановлення адреси та
обміну даними.
3. Адресно-аналогові системи - цей варіант вважається сьогодні
найбільш функціональним. Їх системи моніторингу постійно аналізують всі
дані, що надходять від оповісників: температуру навколишнього середовища,
присутність в приміщенні диму та ін. Така схема функціонування пожежної
охорони дає можливість виявлення джерел загоряння на початкових стадіях
його розвитку і оперативного запобігання можливій шкоді.
Особливості створення системи пожежної сигналізації на об'єкті
зводяться до кількох важливих факторів. В першу чергу, це підбір:
- складу системи;
- датчиків і ПЗ;
- типу і характерних особливостей лінії зв'язку;
- приймально-контрольного оснащення;
- параметрів інтеграції і сполучуваності техніки.
В процесі налаштування системи в неї необхідно закласти якийсь резерв
для можливого розширення в майбутньому. Бажано, щоб цей резерв становив
хоча б чверть від загального складу системи.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Послуги монтажу системи пожежної сигналізації та пожежогасіння
передбачають:
1. Поставку матеріалів і устаткування.
2. Прокладання кабелю (якщо такий є в проекті).
3. Поєднання з інжиніринговими системами об'єкта (кондиціонування,
контроль доступу та ін.).
4. Пуск і наладка роботи всієї системи.
Першопричинами несправностей елементів системи пожежної
сигналізації можуть виступати явний або неявний брак, невірне перевезення,
складування та монтаж, нерегулярне техобслуговування, зношування всієї
системи з огляду на закінчення тривалості експлуатації, що становить, як
правило, до десяти років.
Відповідно до норм безпеки, пожежну сигналізацію потрібно тестувати
кожен місяць (на об'єктах соціальної сфери та об'єктах масового скупчення
людей) або кожен квартал (на невеликих об'єктах) ліцензованої фірмою,
експерти якої виконують повноцінну перевірку роботи окремих складових і
системи в цілому.
При визначенні об'єктів, які підлягають обладнанню установками
автоматичної пожежної сигналізації необхідно керуватися в першу чергу
«Переліком однотипних за призначенням об'єктів, які підлягають обладнанню
автоматичними установками пожежогасіння та пожежної сигналізації».
Цей перелік узагальнює вимоги щодо оснащення пожежною
автоматикою будівель, споруд та приміщень, які найбільш поширені в різних
галузях господарства незалежно від виду їх діяльності та форм власності.
Крім зазначеного переліку слід також керуватися вимогами відповідних
будівельних норм, галузевими (відомчими) переліками та іншими
нормативами документами з цього питання, затвердженими в установленому
порядку після узгодження з ДСНС України.
Система пожежної сигналізації складається з пожежних оповісників
(пристроїв для формування сигналу про пожежу), які включені у сигнальну
лінію (шлейф), приймально-контрольного приладу, ліній зв'язку.
Пожежні оповісники перетворюють прояви пожежі (тепло, світло
полум'я, дим) в електричний сигнал, який по лініях зв'язку надходить до
приймально-контрольного приладу. Приймально-контрольний прилад
здійснює приймання інформації від пожежних оповісників, виробляє сигнал
про виникнення пожежі чи несправності, передає цей сигнал та видає команди
на інші пристрої (наприклад, включає автоматичні установки пожежогасіння
чи димовидалення).
В залежності від проявів процесу горіння оповісники можуть бути:
- теплові, які реагують на певне значення температури та (чи) швидкість
її наростання;
- димові, які реагують на аерозольні продукти горіння;
- світлові, які реагують на електромагнітне випромінювання полум'я.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Серед багатого різноманіття сучасних оповісників пропонується
використати сучасний пожежний оповісник ІПД-3.1. Принцип роботи
оповісника ІПД-3.1 заснований на порівнянні електричного сигналу,
пропорційного оптичної щільності навколишнього середовища, із граничним
значенням, сформованим схемою оповісника. З появою диму в оптичній
камері імпульси інфрачервоного випромінювання, відбиваючись від димових
часток, попадають на фотоприймач, посилений сигнал якого рівняється із
граничним рівнем, і, якщо перевищення над порогом повторюється п'ять разів
підряд, схема реєструє стан «Пожежа». При цьому схема виробляє сигнал, що
надходить на вихідний ключ, що зменшує вихідний опір оповісника, що є
сигналом спрацьовування для приймально-контрольного приладу.
Призначені для виявлення в закритих приміщеннях різних будинків і
споруджень загорянь, що супроводжуються появою диму й передачі сигналу
«Пожежа» приймально-контрольним приладам. Оповісники розраховані на
безперервну цілодобову роботу разом із приладами приймально-
контрольними (ППК) типу «С-2000», «Граніт», «Рубіж» і ін.
Рисунок 11.1 – Оповісник пожежний димовий оптико-електронний
ІПД-3.1М
Технічні характеристики:
- чутливість (дБ) – 0,05...0,2;
- діапазон напруги живлення (В) – 10...30;
- струм у черговому режимі (мА) – 0,045;
- струм у режимі "Тривога" (мА) – 6...36;
- спосіб підключення – 2-х провідне;
- стан контактів – немає;
- діапазон робочих температур (град.) – -30...+55;
- габарити (мм) – 100х48.
Вибір пожежних оповісників здійснюється в залежності від характерних
приміщень, виробництв, технологічних процесів відповідно до ДБН В.2.5-56-
2014.
В даний час розвивається тенденція заміни теплових оповісників на
димові з метою зниження інерційності їх спрацювання. При виборі димових
оповісників не рекомендується використовувати радіоізотопні оповісники в
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
приміщеннях з довготривалим перебуванням людей (лікарні, санаторії та інші
оздоровчі заклади), жилих приміщеннях готелів і гуртожитків. Забороняється
встановлення радіоізотопних оповісників в житлових будинках і дитячих
закладах.
Сигнали від приймально-контрольних приладів установок
пожежогасіння та пожежної сигналізації виводять, за наявності технічної
можливості, на пульти централізованого спостереження пожежної охорони.
Для застосування в складі автоматичної системи пожежної сигналізації в
приміщенні відділу пропонується прилад приймально-контрольний
пожежний (ППКП) V50-F8, який є складовою частиною системи
телесигналізації програмно-керованої «VIRIAL-RFM» і виконує в повному
обсязі вимоги ДСТУ EN 54-2:2003, ДСТУ EN 54-21:2006 і реалізує вимоги до
типів систем передачі тривожних повідомлень - «Тип 1» і «Тип 2» згідно
ДСТУ EN 50136-1-1.
Передавання (приймання) телеметричної інформації може
здійснюватися наступними технологічними каналами зв'язку:
- радіоканал;
- зайняті телефонні лінії зв'язку міських АТС;
- мережі мобільного зв'язку стандарту GSM;
- дротові і бездротові канали мереж Ethernet;
ППКП V50-F8 являє собою прилад, призначений для збору, обробки
інформації про стан пожежних сповіщувачів (датчиків) пожежної сигналізації,
встановлених на об'єктах контролю, і передачі її в центри прийому тривожної
інформації.
Рисунок 11.1 – Прилад приймально-контрольний пожежний V50-F8
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики ППКП V50-F8
№ Значення
Найменування параметра Од. вим.
з/п параметра
1 Кількість інформаційних входів шт. 8
Максимальна кількість сповіщувачів, що
2 шт. 32
підключаються до кожного входу
Сумарний опір ліній шлейфу сигналізації для
3 Ом 200
кожного входу, не більше
4 Значення напруги на шлейфах сигналізації В 14,5 ±0,5
Час реакції інформаційного входу на тривожні
5 мсек 1000
події, не більше
Час реакції інформаційного входу на несправність,
6 мсек 1000
не більше
7 Кількість інформаційних виходів: шт. 4
Струм навантаження виходів:
o вихід «AUX», не більше;
500
o вихід «BELL», не більше;
8 мА 500
o вихід «OUT2» (при напрузі 30В), не більше; 1000
1000
o вихід «OUT1» (при напрузі 30В), не більше
9 Час визначення несправності, не більше сек 100
220 (-38/+22),
10 Напруга живлення змінного струму 50 Гц В
50 ±5% Гц
Максимальний споживаний струм від мережі
11 мА 400
змінного струму 220В
12 Напруга живлення від акумулятора (АКБ) В 10,5-14
13 Максимальний споживаний струм від АКБ А 0,9
14 Напруга відсічення акумулятора, не нижче В 10,5
15 Максимальний зарядний струм АКБ, не більше А 0,7
16 Рекомендована ємність АКБ А/год 7
17 Струм споживання модуля контролера, не більше мА 100
18 Струм споживання модуля індикації, не більше мА 100
Струм споживання комунікаційного модуля V42-P,
19 мА 100
не більше
Струм споживання приймач-передавача V43-
20 RTX/E в режимі передачі GPRS мА 600/100
(імпульсний)/прийому, не більше
Струм споживання приймач-передавача V40-
21 RTXD в режимі передачі (імпульсний)/прийому, мА 1500/150
не більше
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
22 Термін служби, не менше років 12
23 Середній час напрацювання на відмову, не менше годин 30000
Середній час відновлення на одну несправність, не
24 годин 0,5
більше
Час технічної готовності ППКП до роботи, не
25 сек 30
більше
26 Ступінь захисту оболонки IP30
27 Габарити корпусу мм 255x265x75
28 Вага без акумулятора, не більше гр 3500
Номінальні значення запобіжників живлення:
o мережа змінного струму 220В 50 Гц;
0,5
29
o джерело вторинного живлення (акумулятор); А
2,5
o вихід «AUX» 0,5
Рисунок 11.2 – Схема розташування складових частин ППКП V50-F8 в
максимальній комплектації всередині корпусу
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Умовні позначення складових частин ППКП V50-F8:
1. плата контролера;
2. приймач-передавач V40-RTXD;
3. модуль V42-P;
4. приймач-передавач V43-RTX;
5. джерело живлення +15 В;
6. акумулятор;
7. запобіжник мережевий;
8. тампер;
9. кабель K1;
10. кабель живлення 220В;
11. роз'єм X1 плати контролера;
12. клема захисного заземлення.
Будова і робота ППКП V50-F8
ППКП V50-F8 складається з 4-х основних функціональних вузлів
(модулів), виконаних на окремих друкованих платах, що вмонтовуються в
єдиному металевому корпусі: модуль контролера; модуль індикації і
управління; джерело живлення; приймально-передавальний модуль (і / або
V40-RTXD, V42-P, V43-RTX).
ППКП V50-F8 виконує функції:
- приладу приймально-контрольного пожежного (модуль контролера,
модуль індикації та управління);
- пристрою передачі пожежної тривоги та попередження про
несправність (модуль контролера, приймач-передавач V40-RTXD та / або V43-
RTX, V42-P).
Алгоритм роботи ППКП V50-F8 полягає в наступному.
Контролер VRLC302 циклічно опитує стан кожного модуля приладу по
внутрішній шині обміну RS-485 і обробляє стан входів Z1 ... Z8, виконуючи
наступні функції:
- обробка та аналіз стану інформаційних входів;
- обробка і аналіз системної інформації про стан складових частин
ППКП;
- формування даних про поточний стан вироби на модуль індикації;
- формування повідомлень для передачі даних на центр прийому
тривожних повідомлень по каналам зв'язку, залежно від комплектації
пристрою приймально-передавальними модулями.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Для передачі даних (повідомлень) передбачено використання (на вимогу
замовника) наступних приймально-передавальних модулів у будь-якій їх
комбінації:
- V40-RTXD – приймач-передавач, що працює по радіоканалу в діапазоні
радіочастот 38-48МГц;
- V43-RTX - приймач-передавач GSM, що працює в мережах мобільного
зв'язку стандарту GSM (GPRS) і кабельним мережам Ethernet;
- V42-P - комунікаційний модуль для роботи по зайнятим телефонним
лініях зв'язку.
Вся інформація фіксується в пам'яті мікропроцесора контролера
VRLC302, сортується за призначенням та пріоритетності, ініціюється і
передається на приймально-передавальний модуль для відправки в центр
прийому тривожних повідомлень по каналу зв'язку із заданим вищим
пріоритетом.
При передачі інформації проводиться аналіз стану мережі передачі
даних. При відсутності (несправності) каналу зв'язку з вищим пріоритетом
передача поточних даних перенаправляється на приймально-передавальний
модуль (приймач-передавач) каналу зв'язку нижчого пріоритету. При
відновленні каналу зв'язку з вищим пріоритетом черговість передачі даних
перевизначається до запрограмованому значенням.
Функціональні можливості
Функціональні можливості ППКП V50-F8 в наступних режимах:
- «Спокій»;
- «Пожежна тривога»;
- «Несправність»;
- «Відключення»;
- «Управління».
Режим «Спокій» забезпечує:
- індикацію стану джерела живлення;
- роботу мікропроцесора;
- контроль виходу на пожежний сповіщувач («BELL»);
- контроль виходу включення системи протипожежного захисту;
- контроль виходу на пристрої передачі сигналу пожежної тривоги та
попередження про несправність;
- контроль мережі передачі даних.
Режим «Пожежна тривога» забезпечує:
- перехід в режим «Пожежна тривога» після обробки стану
інформаційних входів, який ідентифікований як сигнал тривога;
- індикацію стану «Пожежна тривога» на окремий світлодіод;
- індикацію зони тривоги;
- видачу звукового сигналу пожежної тривоги;
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
- скидання звукового сигналу пожежної тривоги окремим ручним
елементом управління з першого рівня доступу;
- видачу сигналу на вихід «OUT2» для системи протипожежного
захисту;
- видачу сигналу на вихід «BELL» на зовнішній звуковий сповіщувач;
- видачу сигналу на пристрій передавання сигналу пожежної тривоги та
попередження про несправність;
- затримку активізації виходів на пожежний сповіщувач, на систему
протипожежного захисту та на пристрої передачі сигналу пожежної тривоги та
попередження про несправність;
- скидання режиму «Пожежна тривога» окремим ручним елементом
управління з другого рівня доступу.
Режим «Несправність» забезпечує:
- попередження про несправності;
- індикацію стану «Несправність» на окремий світлодіод;
- видачу звукового сигналу про несправності;
- індикацію стану несправності по кожній зоні;
- індикацію стану несправності первинного джерела живлення;
- індикацію стану несправності акумулятора;
- індикацію стану несправності виходу на пожежний сповіщувач;
- індикацію стану несправності виходу на систему протипожежного
захисту;
- індикацію стану несправності виходу на пристрої передачі сигналу
пожежної тривоги та попередження про несправність;
- індикацію стану системної несправності;
- індикацію стану несправності мережі передачі даних;
- видачу сигналу несправності пристрою на вихід «OUT1»;
- скидання режиму індикації несправності автоматично, якщо
несправність більше не визначається, або окремим ручним елементом
управління з другого рівня доступу.
Режим «Відключення» забезпечує:
- індикацію стану відключення за допомогою окремого індикатора;
- індикацію стану відключення кожної зони;
- індикацію стану включення затримки активації виходів;
- індикацію стану відключення виходу на пожежний сповіщувач;
- індикацію стану відключення виходу на систему протипожежного
захисту;
- індикацію стану відключення виходу на пристрої передачі сигналу
пожежної тривоги та попередження про несправність.
Режим «Управління» забезпечує:
- зміна конфігурації пристрою з третього рівня доступу;
- відключення / включення певних функцій з другого рівня доступу.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Функціональні можливості ППКП V50-F8 як пристрою передачі
пожежної тривоги та попередження про несправність забезпечують виконання
вимог ДСТУ EN 54-21:2009 за наступними параметрами:
- індикація сигналу пожежної тривоги;
- передача сигналу пожежної тривоги на центр прийому тривожних
повідомлень;
- індикація сигналу попередження про несправності;
- передача сигналу попередження про несправність на центр прийому
тривожних повідомлень;
- прийом підтвердження про отримання сигналів від центру прийому
тривожних повідомлень;
- реєстрація та індикація сигналу попередження про несправність мережі
передачі даних.
Електроживлення ППКП V50-F8 відповідає вимогам ДСТУ EN 54-
4:2003 і забезпечує:
- роботу виробу від основного джерела живлення;
- автоматичне перемикання на резервне живлення;
- контроль наявності акумуляторної батареї;
- автоматичний заряд акумуляторної батареї;
- відключення акумуляторної батареї при глибокому розряді;
- індикацію відсутності основного джерела живлення;
- індикацію відсутності акумуляторної батареї;
- індикацію стану глибокого розряду акумуляторної батареї.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
6. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
9. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
10. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К.М.,
Самойлик О.В.]; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2022. – 98 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21011 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151