ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5707| Title: | Електропостачання заводу з виготовлення устаткування і агрегатів для нафтобаз |
| Authors: | Самойлик, Олександр Васильович Дейнеженко, Іван Віталійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу з виготовлення устаткування і агрегатів для нафтобаз. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5707 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ЕСЕ_12_Дейнеженко_Самойлик.pdf Restricted Access | 3.01 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 55
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 55
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 58
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 70
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 70
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 71
6 6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 75
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 75
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 80
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 90
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 90
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 91
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 93
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 94
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 96
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 99
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 99
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 100
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 100
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 100
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 104
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 110
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 111
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 112
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 114
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 117
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 118
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 121
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 129
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 130
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 130
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………. 132
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 133
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 134
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Вибір шин розподільчих
пристроїв……………………………………….………...………….. 138
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА………………………….. 145
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………….. 152
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 162
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Раціонально виконана сучасна система електропостачання має
задовольняти технічним та економічним вимогам, а саме:
- забезпечення безпеки робіт, як для електротехнічного персоналу, так і
для електротехнічного;
- надійність електропостачання;
- якість ЕЕ, що відповідає вимогам діючих стандартів;
- економічність;
- можливість частих перебудов технології виробництва та розвитку
підприємства;
- відсутність шкідливого впливу на довкілля.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Основними джерелами живлення промислових підприємств, як правило, є
електроустановки енергосистем (електростанції, підстанції, лінії
електропередачі) [4].
Кількість і вид приймального пункту (пункт прийому електричної енергії
від мережі енергосистеми) визначаються залежно від значення та
територіального розташування електричного навантаження підприємства,
вимог надійності електропостачання, черговості будівництва підприємства,
умов підключення до мережі енергосистеми [4].
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу
чергу безперебійність електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи
на те, що ці особливості та характеристики є головними чинниками при
проектуванні системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи
електропостачання, основні з яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ [1, 4]. При цьому не слід допускати
необґрунтованого 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 ІІІ категорії. Віднесення
вказаних електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого
завищення не тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог
до резервування живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії,
що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів тощо. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ [1, 4].
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру [1, 4].
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Завод має споживачів І, ІІ та ІІІ категорії.
Основне призначення екскаватора драглайн - розробка грунту, риття
каналів, траншей, вантаження грунту в транспорт і відвал, на меліоративних
роботах у сільському господарстві, промисловості, на дорожньому
будівництві.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
мастильно-заправного устаткування
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 7 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання
не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у
таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Найменування електроприймачів Кількість, Встановлена
на шт. потужність, cosϕ
плані кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Кромкогибочний прес 3 11,0 0,82
2 Прес ролевий 1 22,0 0,82
3 Прес штампувальний 1 18,0 0,90
4 Прес кривоштпний 1 23,0 0,86
5 Верстат виття пружин 2 8,4 0,81
6 Верстат різьбонарізний 1 7,8 0,84
7 Молот пневматичний кувальний 1 48,0 0,87
8 Верстат перфораційний 2 13,0 0,93
9 Прес листогибочний 1 38,6 0,90
10 Верстат довбальний 1 16,3 0,95
11 Обдирочно-шліфувальний верстат 1 8,1 0,84
12 Ножиці 1 32,0 0,86
13 Горизонтально-фрезерний верстат 2 11,8 0,80
14 Верстат ротаційний 1 17,8 0,82
15 Токарно-револьверний верстат 5 5,5 0,83
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
16 Клепальний верстат 3 35,6 0,84
17 Прес двокривошипний 1 11,0 0,88
18 Відрубний прес 2 32,3 0,92
19 Прес каркасного кута 2 16,8 0,82
20 Вальцювальний верстат 1 16,3 0,87
21 Тельфер 1 8,2 0,82
22 Конвеєр 1 6,6 0,86
23 Конвеєр верстатного відділення 1 6,6 0,81
24 Обертовий стіл 1 6,4 0,84
25 Вентилятор витяжний 6 7,2 0,84
26 Складальний верстат 4 8,2 0,83
27 Відрізний верстат 2 30,0 0,85
28 Вентилятор припливний 3 18,2 0,82
52
Однофазні електроприймачі
1 Індукційна піч NSC -1 1 6,0 0,56
2 Індукційна піч NSC -2 1 4,0 0,51
3 Індукційна піч NSC -3 1 5,2 0,62
4 Індукційна піч NSC -4 1 8,5 0,65
5 Електропіч IR-1 1 5,5 0,75
6 Електропіч IR -2 1 8,2 0,8
7 Електропіч IR -3 1 7,5 0,7
Σ = 7
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Габаритні розміри цеху, електропостачання якого розглядається
окремо, складають 60х48х10 м, площа відповідно 2880 м2 . Цех складається
з верстатів різного профілю. Крім цього, окрему групу складають досить
потужні преси, наприклад, прес ролевий, прес листогибочний, прес
кромкогибочний та інш.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
На території цеху розташовано конвеєр й тельфер.
Групи верстатів утворюють по технологічним зв’язкам окремі
відділення, електропостачання яких доцільно виконувати від власних
розподільчих пунктів.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проектування електропостачання цеху можливе лише при виявленні
особливостей виробничого середовища, а також при чіткому формуванні всіх
вимог, що пред'являються до системи електропостачання з урахуванням
чинних правил пристроїв електроустановок та затверджених норм
технологічного проектування [1, 4].
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини [1, 4, 15].
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 50 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 950 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ ± 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідно для вибору та перевірки
провідників (шин, кабелів та інших) та трансформаторів за пропускною
спроможністю та економічною щільністю струму, а також для розрахунку
втрат та відхилень напруги, вибору захисту та компенсуючих пристроїв [1, 4,
14].
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу [1, 4]
І = const = Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення
t+Θ
IΘ(t) = 1
∫ I(t) ⋅dt ,
Θ t
де Θ – тривалість інтервалу осереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3⋅T0 (у
решті випадків – Θ< 3⋅T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня) [1, 4].
Умовно приймають T0 =10 хв., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу [1, 4]
Ppоз = 3 ⋅Uном ⋅ Ipоз ⋅cosϕ . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активної потужності за час Θ
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
1 t+Θ
PΘ = ∫ P(t)dt .
Θ t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax = Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення [1, 4]:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює [1, 4]:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу = pном = pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
pу = pном = pпасп ⋅ ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном =∑рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ , (2.3)
1 1
де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном , (2.4)
де Кр = f (Kв, nе, Ta ) – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр 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 Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням:
n 2
∑Pном
nе =
1
n .
∑n ⋅р2
ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2
n = ∑pном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n (n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne = n .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
∑кв і ⋅рном і
Кв =
1
n . (2.6)
∑рном і
1
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до
1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
∑Кв, і ⋅Рном і
К 1
в, цеху = п . (2.7)
∑Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Кв, i ⋅Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху = Кр ⋅∑Кв,і ⋅Рном,і ⋅ tgϕі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху = (Рроз цеху ) + (Qроз цеху ) . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tgϕ . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном = 3⋅рном о ; qном = 3⋅qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю [1, 4]. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (кромкогибочний прес) Рном,1 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює [1, 4]
n
Рном =∑pном .
1
Рном1 = 0,8 ⋅33 = 26,4 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Кв ⋅Рном,1= 26,4 ⋅0,7 =18,5 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв ⋅Рном,1 ⋅ tgφ = 26,4 ⋅0,7 =18,5 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв ⋅Рном, та Кв ⋅Рном, ⋅ tgφ , а саме: ∑Кв ⋅Рном та ∑Кв ⋅Рном ⋅ tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
n 2 ⋅609,3
е = ≈ 25.
48
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7) [14]
К 580,6
в, цеху = = 0,7 .
828,2
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе = 25 та
Кв, цеху = 0,7 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,05.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху =1,05 ⋅0,7 ⋅828,2 = 609,7 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе ≥10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qроз цеху = 352,7квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
Sроз = 609,72 + 352,72 = 704,3 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності [6, 15]. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається
рівної потроєної 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 [6, 15]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у = 3⋅Рном.max ф або Рном, у = 3⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп ,
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 електроприймачу
Рном, у = 3 ⋅Рном. ;
• при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3⋅Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cosϕ
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з
використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
PΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅ρ(аb)а + Кв ⋅Рac ⋅ρ(аc)а + К′в ⋅Рао ; (2.12)
QΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅q(аb)а + Кв ⋅Раc ⋅q(аc)а + К′в ⋅Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно
між фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним
та нульовим проводами);
ρ(аb)а , ρ(ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи [6, 15].
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
РΣ = 3⋅РΣ(с) і QΣ = 3⋅QΣ(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
ρ(аb)а, ,ρ(bс)b ,ρ(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
ρ(аb)b, , ρ(bс)с , ρ(са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b, , q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- індукційна піч NSC -1;
- індукційна піч NSC -2;
- індукційна піч NSC -3;
- індукційна піч NSC -4;
- електропіч IR-1;
- електропіч IR -2;
- електропіч IR -3.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100%,
що підключені наступним чином:
UAB- а) NSC -1: р1.ab = 6 кВт ; Кв = 0,42 ; cosϕ = 0,56
б) NSC -2: р2.ab = 4 кВт ; Кв = 0,5 ; cosϕ = 0,51
UAC - NSC -3: рac = 5,2 кВт ; Кв = 0,38; cosϕ = 0,62
UBC - NSC -4 рbc = 8,5 кВт ; Кв = 0,42 ; cosϕ = 0,65
Uф.А - IR -1: рa,0 = 5,5 кВт ; К′в,a0 = 0,4 ; cosϕ = 0,6 ; tgϕ = 0,75 .
Uф.B - IR -2: рb,0 = 8,2 кВт ; К′в,b0 = 0,45 ; cosϕ = 0,8; tgϕ =1,37 .
Uф.C - IR -3: рc,0 = 7,5 кВт ; К′в,c0 = 0,4 ; cosϕ = 0,57 ; tgϕ = 0,7 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С)
згідно співвідношень (2.12–2.13), які записано для більш загального
випадку:
PΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Рac,i ⋅ρ(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Рао,i
PΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅ρ(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Рbо,i
PΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅ρ(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅ρ(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Рcо,i
QΣ(a) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)а,i + ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)а,i + ΣК′в,i ⋅Qао,i
QΣ(b) = ΣКв,i ⋅Раb,i ⋅q(аb)b,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)b,i + ΣК′в,i ⋅Qbо,i
QΣ(c) = ΣКв,i ⋅Раc,i ⋅q(аc)c,i + ΣКв,i ⋅Рbc,i ⋅q(bc)c,i + ΣК′в,i ⋅Qcо,i
Визначимо навантаження окремих фаз, використовуючи відповідні
коефіцієнти зведення навантажень з таблиці 2.4, та враховуючі, що у
нашому випадку ми маємо симетричне навантаження:
PΣ(a) = 0,42 ⋅6 ⋅0,95+ 0,5 ⋅4 ⋅1+ 0,38 ⋅5,2 ⋅0,11+ 0,4 ⋅5,5 = 6,82 кВт ,
PΣ(b) = 0,42 ⋅6 ⋅0,05+ 0,5 ⋅4 ⋅0+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,84 + 0,45 ⋅8,2 = 6,83 кВт,
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
PΣ(c) = 0,38 ⋅5,2 ⋅0,86+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,16+ 0,4 ⋅7,5 = 5,27 кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А, В, С дорівнює
відповідно:
QΣ(a) = 0,42 ⋅6 ⋅0,5+ 0,5 ⋅4 ⋅0,57 + 0,38 ⋅5,2 ⋅0,94 + 0,4 ⋅5,5 ⋅0,75 = 5,95 квар
QΣ(b) = 0,42 ⋅6 ⋅1,05+ 0,5 ⋅4 ⋅1,15+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,3+ 0,45 ⋅8,2 ⋅1,37 =11,1 квар
QΣ(c) = 0,38 ⋅5,2 ⋅0,35+ 0,42 ⋅8,5 ⋅0,88+ 0,4 ⋅7,5 ⋅0,7 = 5,9 квар
Для найбільш навантаженої фази (В)
Q
tgϕ = Σ(b)
b ,
PΣ(b)
tg 11,1 (квар)
ϕ(b) = =1,63.
6,83 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
pном.max.ф − p
∆p = ном.min.ф ,
pном.min.ф
p 6,83−5,27
∆ = ⋅100% = 29,6% .
5,27
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження ⟨Кв(а) ⟩ для
найбільш навантаженої фази
Р
⟨К ⟩ = Σ(b)
в(b) Р ,
1.ab + P2.ab + Рbc + Р
2 b,0
К 6,83
⟨ в(а) ⟩ = 6+ 4 +8,5 = 0,39 .
+8,2
2
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш
навантаженої фази (В), що розраховується за співвідношення (2.11),
складає:
Ру = 3⋅PΣ(b) ; Ру = 3⋅6,83 = 20,5 кВт .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу =11,1⋅1,63 =18,1 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 ⋅ΣP
ne(o) =
(o) .
3⋅pmax.(o)
ΣP(o) = 6,82 + 6,83+ 5,27 =18,92 кВт ,
n 2 ⋅18,92
e(o) = ≈ 2 .
3⋅6,83
За таблиці 2.1 при ne(o) = 2 та ⟨Кв(b) ⟩ = 0,755 отримаємо Кр =1,14 .
Рроз у = Кр ⋅ Кв(b) ⋅Ру ,
Рроз у =1,98 ⋅0,39 ⋅20,5 =15,8 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Qроз у =1,1⋅Кр ⋅∑⟨Кв(b) ⟩ ⋅Ру,і ⋅ tgϕі ,
і
Qроз у =1,1⋅1,98 ⋅0,39 ⋅20,5 ⋅1,63 = 25,8 квар .
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10):
S = (15,8 ⋅103 )2 ( 2
роз у + 25,8 ⋅103 ) = 30,3 кВ ⋅А .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням [7]:
Pmax оc = ω⋅S , (2.14)
де S , – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношеня:
Рроз, ос, цеху = Pmax оc ⋅Kп , (2.15)
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові
дані з [6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Pmax оc = 26,5 ⋅2880 = 76320Вт,
Рроз, ос, цеху = 76320 ⋅0,9 = 68,7 кВт
Qроз, ос, цеху = Рроз, ос, цеху ⋅ tgφ
де tgϕ0 – відповідно cosϕ0 для кожного типу ламп
Qроз, ос = 68,7 ⋅0,2 = 13,7 квар.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами [3]
Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху + Рроз у
Р0,4 цеху = 609,7 + 68,7 +15,8 = 694,2 кВт ,
Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху +Qроз у ,
Q0,4 цеху = 352,7 +13,7 + 25,8 = 392,2квар .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) , (2.16)
S 2
ТП = (694,2) + (392,2)2 = 771.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
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, що
живляться від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта
одночасності збігання максимумів навантаження Ko . Так як однофазне
навантаження має місце в окремому цеху, причому величина Sроз у
незначна, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5, 6].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
N 2
N 2
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∑Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП = 0,9 ⋅ (4981,3)2 + (2468,8)2 = 5003,6 кВ ⋅А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики,
виконано розрахунок електричних навантажень по заводу, а також
приблизну розрахункова потужність заводу (таблиця 2.5). Так як
однофазні ЕП використовуються виключно у цеху гусеничних драглайнів,
та їх повна потужність складає лише 30 кВА, у таблицю електричних
навантажень підприємства ці навантаження не вносимо.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
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
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами [6, 14]
n
∑ Р0,4 цеху ⋅xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
n
∑ Р0,4 цеху ⋅yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр n . (2.19)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Однофазні навантаження, в силу їх незначною реальної величини, не
враховуємо.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х = 1152926
ЦЕН підпр = 231,5 м ,
4981,3
Y 1099918
ЦЕН підпр = = 220,8 м .
4981,3
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Центр електричних навантажень цеху.
Координати ЦЕН обчислюють за формулами [6, 14]:
– для активної потужності:
п
∑Рроз i ⋅хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Р) = п , (2.20)
∑Рроз i
i=1
п
∑Рроз i ⋅уi
У i=1
ЦЕН цеху(Р) = п ; (2.21)
∑Рроз i
i=1
– для реактивної потужності:
п
∑Qроз i ⋅хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i
i=1
п
∑Qроз i ⋅уi
У i=1
ЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i
i=1
де Pроз і і Qроз і – номінальна активна і реактивна потужності
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Розрахунки ЦЕН виконуємо за допомогою електронних таблиць
Excel.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у
таблицю 2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Pi, Xi, Yi,
Найменування кВт мм Pi∙Xi мм Pi∙Yi Хцен Yцен
Вентилятор витяжний 7,2 170 1224 58 417,6
Вентилятор витяжний 7,2 170 1224 50 360
Вентилятор витяжний 7,2 170 1224 40 288
Вентилятор витяжний 7,2 160 1152 6 43,2
Вентилятор витяжний 7,2 13 93,6 6 43,2
Вентилятор витяжний 7,2 10 72 144 1036,8
Вентилятор припливний 18,2 183 3330,6 58 1055,6
Вентилятор припливний 18,2 183 3330,6 50 910
Вентилятор припливний 18,2 183 3330,6 40 728
Кромкогибочний прес 11 146 1606 88 968
Кромкогибочний прес 11 146 1606 72 792
Кромкогибочний прес 11 146 1606 55 605
Прес ролевий 22 22 484 138 3036
Прес штампувальний 18 25 450 44 792
Прес кривошипний 23 73 1679 72 1656
Верстат виття пружин 8,4 66 554,4 22 184,8
Верстат виття пружин 8,4 66 554,4 8 67,2
Верстат різьбонарізний 7,8 77 600,6 138 1076,4
Молот пневматичний
кувальний 48 111 5328 71 3408
Верстат перфораційний 13 86 1118 22 286
Верстат перфораційний 13 86 1118 8 104
Прес листогибочний 38,6 32 1235,2 94 3628,4
Верстат довбальний 16,3 25 407,5 59 961,7
Обдирочно-шліфуваль-
ний верстат 8,1 100 810 138 1117,8
Ножиці 32 73 2336 92 2944
Горизонтально-фрезер-
ний верстат 11,8 65 767 55 649
Верстат ротаційний 17,8 49 872,2 138 2456,4
Токарно-револьверний
верстат 5,5 30 165 119 654,5
Токарно-револьверний
верстат 5,5 48 264 119 654,5
Токарно-револьверний
верстат 5,5 64 352 119 654,5
Токарно-револьверний
верстат 5,5 78 429 119 654,5
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Токарно-револьверний
верстат 5,5 96 528 119 654,5
Обертовий стіл 6,4 45 288 13 83,2
Складальний верстат 4,2 34 142,8 7 29,4
Складальний верстат 4,2 34 142,8 18 75,6
Складальний верстат 4,2 53 222,6 18 75,6
Складальний верстат 4,2 53 222,6 7 29,4
Відрізний верстат 30 123 3690 18 540
Відрізний верстат 30 123 3690 9 270
Горизонтально-
фрезерний верстат 11,8 84 991,2 55 649
Разом 793,2 78966,6 47109,1 99,6 59,4
Розрахункові координати ЦЕН складають (на рисунку 1.1):
ХЦЕН =99,6 мм; YЦЕН = 59,4 мм.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця
розташування цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні
міркування. На плані цеху (рисунок 1.1) вказано місця знаходження
теоретичного центру електричних навантажень. При виборі місця
розташування цехової трансформаторної підстанції враховано наступні
міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або
у випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках [6, 14]:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення
КТП поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії
електроенергії і металу рекомендується розміщувати у ЦЕН. Для
встановлення ГПП поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН)
підприємства часто існують обмеження, що накладаються технологічними
особливостями, умовами генплану тощо [4, 10].
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш
простий з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В
якості центру кола вибирають центр електричного навантаження приймача
електроенергії, а радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю
приймача; значення його знаходять з умови рівності розрахункової
потужності в деякому масштабі площі кола [4, 14]:
Pроз і = π ⋅ r
2 ⋅m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень [4, 13].
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
конденсаторних установок, які розташовуються в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів і
синхронних електродвигунів. У зв'язку з цим, в загальному випадку, для
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної
потужності підприємства [4, 10].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 ⋅P
α = роз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
α = роз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху
Однофазні навантаження, в силу їх незначною реальної величини, не
враховуємо.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень.
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – 2.24) значення заносимо в
таблицю 2.8
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-
будівельні обмеження[4, 9].
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або
у випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу [4, 10].
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення
КТП поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(лист 5 графічної частини).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним
навантаженням близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів
можуть бути використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з
первинною напругою 220 – 500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II
категорії, які необхідні для функціонування основних виробництв [1, 4,
10].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування
у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства.
При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і
експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови
навколишнього середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної
безпеки.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
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.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [4, 10].
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані [1, 4, 10].
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН
встановлено розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й
рекомендовано при проектуванні підстанцій, що будуються.
За результатами аналізу для ГПП обираємо схему «місток з
вимикачами в колі ліній»
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має
в більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою
може мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми
типової розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН схема РУВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
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 забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами [1, 4].
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною
густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за
умовами утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути
перевірено, при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності [1, 4].
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними
даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність
SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП [14]:
N 2 N 2
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT , (3.1)
i i
де ∆PT і∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу [1, 4]
S
І ВН ГПП
роз ПЛ = ⋅К
3 ⋅ U зав.Л , (3.2)
ном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий
струм післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів
і умов [1, 4]:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Іроз ПЛ ≤ к ⋅ Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ⋅ Іроз ПЛ ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з
місцем 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.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються
за виразом [15]
∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП ,
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена
нами за формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 ⋅5003,6 =100 кВт ;
∆QT = 0,1⋅5003,6 ≈ 500 квар.
Загальне навантаження об’єкта згідно (3.1) становить
SВН ГПП = 0,9 (4981,3+100)2 + (2468,8+ 500)2 = 0,9 ⋅5885 = 5297 кВА
У нашому випадку
І 5297
роз ПЛ = =13,9 А .
2 ⋅1,732 ⋅110
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F = роз ПЛ
ек ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.
F =13,9 =9,9 мм2
ек .
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками,
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 5], для якого
Ідоп.Т(АС70) = 260 А [1, 4] .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт,
що враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1);
13,9 А ≤ 1⋅260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 ⋅13,9 = 27,8 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
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 [1, 6].
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 [1, 15].
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії
∆U/
ф дорівнює [15]:
∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅(R cosϕ+Xsinϕ) . (3.3)
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії δU//
ф
δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅(X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = ,
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = U jδ
ф1 ⋅e
де модуль U1ф цієї напруги :
U = (U 2 2
ф1 ф2 + ∆U′ф) + (δU′ф′ ) (3.5)
та його фаза δ :
δU′′
δ = arctg ф .
Uф2 + ∆U′ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .
«Втрата напруги» ∆Uф , для ділянки електричної мережі:
∆Uф = Uф1 − Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням
∆Uф = (∆U′ф)2 + (δU′ф′ )2 . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має наступний вид:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для любої кількості ділянок лінії маємо
n
∆U′′ = 3 ⋅∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги ∆U1дорівнює його поздовжній
складовій ∆U/ . Тоді втрата напруги ∆U приблизно визначається по
формулі [15]
∆U ∆U′ = 3 ⋅(I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX PіR +QіX
a p ≈ ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
П = П0 ⋅L ,
де Π{r0 , x0} – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км [6]
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ +Х//
0 0 ,
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули [6]
Dcp = 3 D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трижильного 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
сталевій частині проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто [13]
r = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт
пр .
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R ρ
0 = ,
F
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км.
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
I = Pі ; I = Qі
a p (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi = 4915,9 кВт; Qі = 3490,1 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R = R0 ⋅L , R =0,34 ⋅40=13,6 Ом,
X = X0 ⋅L, X = 0,318 ⋅40=12,72 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
I 4915,9 ⋅103
a = 3 = 25,9 A;
3 ⋅110 ⋅10
I 3490 ⋅103
p = =18,3 A .
3 ⋅110 ⋅103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
∆U′ф = 29,5 ⋅13,6+18,3⋅12,7 = 634,7 В;
δU′′ = 25,9 ⋅12,7 −18,3⋅13,6 = 77 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 = (110+ 0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 =110,6 кВ .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)
∆Uф = (0,63)2 ⋅106 + (0,077)2 ⋅106 = 634 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
∆Uф =110,6 ⋅103 −110,0 ⋅103 = 0,6 ⋅103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pі = 4915,9кВт; Qі = 3490,1 квар складає
∆U
∆U (%) = ф %.
∆Uном
3
∆U (%) 0,6 ⋅10
= 3 ⋅100 = 0,55% .
110 ⋅10
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично
без втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
При виборі трансформаторів головної понижуючої підстанції у
якості розрахункової потужності приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах [4, 9]. Активна і реактивна складова
втрат в трансформаторі визначаються за виразом
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;
∆QТ = 0,1⋅Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
n 2
n 2
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ + ∑Q + ∆QТ = SВН ГПП .
i=1 i=1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох
трансформаторів ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
S = np(6 ст.)
Т пр . (4.1)
2 ⋅0,7
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати
Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень
(рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою [6]
n
(S2 ⋅ ∆t )
К 1 ∑ i i
= i=1
1 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;
∆ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність 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 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
m
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К/ 1 i=1
2 = ,
S m
ном Т ∑∆ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом [6]
// 0,9 ⋅S
К = np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження
К1 за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп ≥ К2 [6].
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
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 [6, 4].
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути
менше половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що
в разі аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним
вмиканням секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на
себе все навантаження підстанції. Цю умову можна записати так [4, 6]:
S
SномТ ≥ np(6 ст.) .
2
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S ≥ np(6 ст.).а
номТ ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному
режимі для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого
обмеження навантаження у цьому режимі [4, 6];
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого
перевантаження залежно від тривалості перевантаження, температури
повітря та величини попереднього навантаження. У загальному випадку
використовують нормативну документацію, експлуатаційну документацію
на трансформатор. Для визначення навантажувальної здатності проводять
розрахунки за допомогою відповідних програм на ЕОМ [4, 6].
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
S 5297
Т пр = = 3783,6 кВ ⋅А .
2 ⋅0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із
номінальними параметрами:
Sном Т =6,3 МВ ⋅А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11 кВ, UКЗ =10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ = 44 кВт .
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в головним
чином, вимогами надійності живлення електроприймачів [3, 4, 6].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. 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 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової
ТП, користуючись співвідношенням
S SТП 771
приб T = = = 551 кВ∙А.
2 ⋅0,7 1,4
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає
Sном T =630 кВ∙А.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1 .
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKсум = QHK1 +QHK2. (4.2)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
N Pmax
min = + ∆N,
кзаван ⋅Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи
трансформаторів, кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95 [4, 6];
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
N 694,2
min = + 0,56 = 2.
0,75 ⋅630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6]
у функції Nmin і ∆N .
Nе = 2 + 0 = 2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
За рахунок ∆N та m з`являється некомпенсована потужність
Qmax T , яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ,
визначається вона за формулою
( 2
Q 2
max T = Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T ) − Рmax .
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = .
Ne ⋅Sном T
к 771
заван.ф = = 0,61.
2 ⋅630
У такому разі
Qmax.T = (2 ⋅ 0,61 ⋅ 630)2 - (694,2)2 = 362 квар
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе:
QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T ,
де Qmax0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 366,4 - 362 = 4,4 квар.
При QHK1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку
не потрібно. У нашому випадку QHK1 ≤ 0 квар, тобто встановлювати
батареї не потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т ,
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
QHK2 = 336,4 − 4,4 − 0,18 ⋅2 ⋅630 =136 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHKсум = 4,4 +136 =140,4 квар.
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК3 – 0,415 – 75 потужністю 75 квар і
напругою живлення 0,415 кВ [5].
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати
певної частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її
передачі неминучі [5, 13].
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах
системи електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної
потужності і енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною
потужністю, яка передається споживачам по лініях електропередачі.
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на
аналіз схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова,
індивідуальна (рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з
груповою або індивідуальною.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від
потоків реактивної потужності споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за
співвідношенням [5, 13]:
Q = ω⋅C ⋅U2 .
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а
C – сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням [5, 13]:
Q 1
= ω⋅C ⋅U2 ,
3
де C – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1− 4 .
Якщо пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то
втрати активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна
здатність мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього –
часткова нормалізація напруги [5, 10]. При перенесенні місця установки
компенсуючих пристроїв від межі балансової належності ближче до
споживача з'являються ділянки мережі, розвантажені від потоків
реактивної потужності. На цих ділянках знижуються втрати активної
потужності. В результаті знижується термін окупності компенсуючих
пристроїв і підвищується ефективність використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при
цьому потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на
підприємстві знаходяться на різних рівнях напруги [10].
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація
в порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і
відключення) і є кращим варіантом компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що
спікаються (рисунок 4.5).
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі
всієї потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження
підприємств [10].
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109
(діючий) та ДСТУ EN 50160.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати [10,
13]:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором
інших основних елементів системи електропостачання підприємства з
урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір
виконують на основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і після аварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно [10, 15]:
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до
магістральних шинопроводів.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення
електроприймачів у цеху, практично рівномірної густині навантаження,
відсутності РП високої напруги, приймаємо схеми компенсації з
розташуванням засобів компенсації (конденсаторних батарей) на шинах
цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають [5]:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
∆Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
∑Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з
потужністю, що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на
кількість секцій шин підстанції, що проектується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 950 квар.
Qвк = Qвк = кнс ⋅ Qм + ΔQт - Qек - ∑Qнк.ф =
.
= 0,9 ⋅2468,8+ 500− 950−885 = 887 квар
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення
високовольтні конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює
розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а
саме: дві конденсаторні установки марки УКЛ(П)56–10,5–300 УЗ,
модернізовані [5].
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13].
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 чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі [4].
Радіальна схема розподілу електроенергії має високу надійність і
простоту в експлуатації і обслуговуванні, безпеку роботи, але для неї
характерна 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
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
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 РУ 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'єднані до неї споживачі втрачають живлення [3,
6, 13].
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП,
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої
наведено на рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі [14]. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10= Рроз 0,4 + ∆РТ = Рроз 0,4 + 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4 + ∆QТ = Qроз 0,4 + 0,1⋅Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням [14]
2 2
S Лi = (Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р
ТП роз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7
ТП–1 (1 трансф.) 558,0 276,7 1000 578,0 376,7 689,9
ТП–2 (2 трансф.) 470,6 268,6 1000 490,6 368,6 613,6
ТП–3 (2 трансф.) 539,1 260,1 1000 559,1 360,1 665,0
ТП–4 (1 трансф.) 161,7 85,6 250 166,7 110,6 200,1
ТП–5 (1 трансф.) 479,9 296,2 400 487,9 336,2 592,5
ТП–6 (1 трансф.) 300,6 151,0 400 308,6 191,0 362,9
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як [1, 14]
S
I Лі
роз, Лі = .
3 ⋅Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
Iроз Л ( ГПП - ТП 2 ) = 362,9
= 21 А .
3 ⋅10
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп [1, 14], значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
I
Fек = роз, Лі 21
= = 15 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3 × 16),
Іном каб = 75 А .
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 =1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 = 0,90;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах.
21 ≤ 75 ⋅1,05 ⋅0,9 = 70,2 А .
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25 .
Для нашого випадку
2 ⋅21 А = 42 А ≤ 75 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 = 88,6 А ,
тобто умова виконується.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosϕ та sinϕ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії. Для лінії
ГПП–ТП6
cosφ = 308,6 = 0,85; sinφ = 191 = 0,526 .
362,9 362,9
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU = 1,732 ⋅21⋅0,16(1,24 ⋅0,85+ 0,099 ⋅0,525) = 6,4 В.
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU =6,4 ≤ 0,05 ⋅Uном = 50 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
кабелю Марка кабелю
м кВА А мм2 А F , мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП–ТП1 230 689,9 39,8 28,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП2 100 613,6 35,4 25,3 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП3 185 665,0 38,4 27,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП–ТП4 140 200,1 11,6 8,3 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 105 423,6 24,5 17,5 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП8 135 451,0 26,0 18,6 90 25 АСБГ(3х25)
ГПП–БСК10 10 450,0 26,0 18,6 90 25 АСБГ(3х25)
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах [1, 14].
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 ведеться згідно Держстандарту [11].
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку [12].
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку [12].
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і
перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях[12, 14].
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й
фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2 , ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями [12]:
E = Ei ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.1)
U = Ui ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.2)
I = Ii ( 6.3)
n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
z = zi ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅n ).2m , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри
якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях
виміру встановлюють за виразами [12]:
E = E *(ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.5)
U = U* (ном) i ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ; (6.6)
I = I Sном
* (ном) i ; (6.7)
3 ⋅Uном ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
2
z = z U
⋅ ном 2
* (ном) i ⋅ (n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm ) ; (6.8)
Sном
z = z U
⋅ ном ⋅ (n ⋅n ⋅ ⋅ ⋅n )2 * ном і 1 2 m . (6.9)
3 ⋅ I ном
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ:
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ ⋅А ;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
– довжина повітряної лінії lПЛ = 50 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км.
Для обраних кабельних ліній
хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км [12-14].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ ⋅А ;
– напруга КЗ UКЗ =10,5% ;
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = 115 .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде
наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2 , R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2 , R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
2 (110 ⋅103
UC 2 )2
Х = (n) = ⋅ (1)2С 6 = 7,562 Ом;
SКЗ 1600 ⋅10
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
Х = l ⋅х 2
ПЛ ПЛ ПЛ, пит ⋅ (n) = 50 ⋅0,4 ⋅ (1)2 = 20 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
3 2
Х = UКЗ U2
ном. Н (n)2 10,5 (11⋅10 ) 115 2
Т ⋅ =
6 ⋅ = 220,4 Ом;
100 Sном Т 100 6,3⋅10 11
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
Х2 = х 2
каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n = 0,099 ⋅0,095 115
⋅
=1,026 Ом;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
Х 2 115 2
5= хкаб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 0,099 ⋅0,155 ⋅ =1,68 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л7
2
Х = х 2 115
7 каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n =0,099 ⋅0,24 ⋅ = 2,6 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
R2 = rкаб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n
2 = 1,24 ⋅0,095 115
⋅
=12,8 Ом;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
R = r 2 115
5 каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 1,24 ⋅0,155 ⋅ = 21Ом;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
R = r 2
7 каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 1,24 0,19 115
⋅ ⋅
= 47 Ом .
11
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид [12]:
I U
КЗ = , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
U = Uc n n n 110 ⋅103
⋅ 1 ⋅ 2 ⋅ ⋅ ⋅ m = = 63510 В .
3 3
Для другого ступеня напруги СЕП натуральні значення струму та
напруги визначають перерахуванням за відповідними коефіцієнтами
трансформації трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно
(6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n .
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
ZΣК1 ≡ ХΣК1 = ХС + ХПЛ = 7,562 + 20 = 27,6 Ом .
Точка короткого замикання К2:
ZΣК2 ≡ ХΣК2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 20 + 220,4 ≈ 248 Ом .
Точка короткого замикання К3:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
2 2 2
ZΣК3 = Х2
ΣК3 + (R2 ) = (ХС + ХПЛ + ХТ + Х2 ) + (R2 ) .
ZΣК3 = (7,56+ 20+ 220,4 +1,026)2 + (12,8)2 = 249,4 Ом
Точка короткого замикання К4:
2 2 2
ZΣК4 = Х2
ΣК4 + (R5 ) = (ХС + ХПЛ + ХТ + Х5 ) + (R5 ) .
ZΣК4 = (7,56+ 20+ 220,4 +1,68)2 + (21)2 = 250,6 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 ( )2 ( 2 2
ZΣК5 = ХΣК5+ R7 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) + (R7 ) .
ZΣК5 = (7,56+ 20+ 220,4 + 2,06)2 + (47)2 = 254,4 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ по
співвідношенню (6.10).
Точка короткого замикання К1:
I = U 63510
КЗ (К1) = = 2301 А .
zΣ К1 27,6
Точка короткого замикання К2:
I = U = 63510
КЗ (К2) = 256 А .
zΣ К2 248
Точка короткого замикання К3:
I U 63510
КЗ (К3) = = = 254,7 А.
zΣ К3 249,4
Точка короткого замикання К4:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
I = U
КЗ (К4) = 63510
= 253,4 А .
zΣ К4 250,6
Точка короткого замикання К5:
I = U = 63510
КЗ (К5) = 249,6 А .
zΣ К5 254,4
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 = 2301⋅1 = 2301 А ;
– точка короткого замикання К2:
ІКЗ (К2) = І 115
КЗ (К2) ⋅n2 = 256 ⋅ = 2676,5 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 254,7 ⋅10,455 = 2662,8 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 253,4 ⋅10,455 = 2649,3 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 249,6 ⋅10,455 = 2610 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5)
точним методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [11, 12]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
У простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
-0,01
iу = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + e Ta ) = 2 ⋅ Iп 0 ⋅kу ,
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ
варто обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при
нульових початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
- 0,01
i Та, ек
у = 2 ⋅ Iп 0 ⋅ (1 + е ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму
КЗ, с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
-0,01
m
i = Σ 2 ⋅ I Ta,i
у i = 1 п 0 i ⋅ (1 + e ) ,
де Iп 0 i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки, що для мереж напругою вище 1000 В, в яких
нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1) = 2 ⋅1,8 ⋅2301 = 5856,5 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2676,5 = 6812 А ,
– точка короткого замикання К3:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2662,8 = 6777,4 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2649,3 = 6742,9 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2610 = 6643 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ, А 2301 256 254,7 253,4 249,6
ІКЗ, А 2301 2676,5 2662,8 2649,3 2610
іy , А 5856,5 6812 6777,4 6742,9 6643
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[12-14].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ, базисний струм на цьому ступені буде
І = Sб 100 ⋅106
б = ≈ 525 А .
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅103
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням [12]:
І(1)
КЗ = 3⋅ І(1)
КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид [12]:
E
І(n) = А Σ
КЗ1 (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
І(1)
КЗ1 = Е* ⋅ І , (6.13)
Х*1Σ + Х б
*2Σ + Х*0Σ
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
Величина Е = UC
* =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид
І(1) Іб
КЗ1 = . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n ⋅Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3. Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3⋅Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ [12]:
І(1) = 3
КЗ ⋅ Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т = UКЗ = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(1) = 3
КЗ, С ⋅ І .
Х б
*1С + Х* 2 С + Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k ≈1,2 .
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
(Х + Х ) ⋅Х
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Х Sб Sб
*1 Σ = Х* 2 Σ = Х* С + Х* ПЛ = + l
S ПЛ ⋅хПЛ, пит ⋅
КЗ U2
б
6 6
Х*1 Σ = Х 100 ⋅10 100 ⋅10
* 2 Σ = + 50 ⋅0,4 =
1600 ⋅106 ( 2
110 ⋅103 )
= 0,0625+ 0,165 = 0,2275
Х 3
* 0 С = Х* С − 2 = 0,0625 3
− 2 = 0,03125;
k
1,2
6
Х* 0 ПЛ = 3⋅Х* ПЛ = 3 l х Sб 3 40 0,4 100 ⋅10
⋅ ПЛ ⋅ ПЛ, пит ⋅ 2 = ⋅ ⋅ = 0,496;
Uб (110 ⋅103 )2
Х* 0 Т = Х = UКЗ, % 10,5
* Т = = 0,105.
100 100
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Отже
(Х
Х * 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т
* 0 Σ = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
(0,03125+ 0,496) ⋅0,105
Х* 0 Σ 0,05536
= = = 0,08756
0,03125+ 0,496+ 0,105 0,63225
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1) = 3 І 3 525 1575
КЗ ⋅ = ⋅ = = 2902,9 А
Х*1Σ + Х б
*2Σ + Х*0Σ 0,2275+ 0,2275+ 0,08756 0,54256
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3327,7 А .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв [5].
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше
1000 м над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ
категорії розміщення I і в атмосфері типу II з ізоляцією високовольтних
апаратів категорій II в IV кліматичному районі.
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в [5].
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202 [5].
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки [5] :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ДСТУ, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються [5]:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
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[1,3].
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.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [3, 13], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу [5].
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 13,9 А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 5,866 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 2,3 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
В 2
К = ІП ⋅ tК = (2,3⋅103)2 ⋅0,035 = I = 40 кА; t = 3 с;
T T 2
= 0,185 ⋅106 В ≤ І ⋅ t
В2 ⋅с I2
T ⋅ tT = 4800 ⋅106 В2 ⋅с К Т T
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [3, 13].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1 [5].
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Іроз = 13,9 А Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
іy = 5,866 кА І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
I n t = 2,3 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,3⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
2
= 0,185 ⋅106 2 2 В ≤ І ⋅ t
В ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅106 В2 ⋅с К Т T
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [3, 13].
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
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. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим
електромагнітним приводом [3, 13].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І = НН ГПП 5297 ⋅10 В ⋅А
роз = = 304 А .
3 ⋅Uном 1,732 ⋅10 ⋅103 В
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз = 304 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,816 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В 2
К = ІП ⋅ tК = (2,7 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
ВК ≤ І2
Т ⋅ tT
= 0,4 ⋅106 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І = ВН ГПП 5297 ⋅10 В ⋅А
роз, с е к ц. = = 152 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅103 В
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним
приводом [3, 13].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз секц = 152 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,816 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,7 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
6 2 В ≤ І2 ⋅ t
= 0,4 ⋅10 В ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с К Т T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [3, 13]:
– по номінальній напрузі
Uвст ≤ Uном;
– за номінальним струмом
Іроб.max ≤ І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [3, 13] напругою 10 кВ
типу ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз = 304 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,8 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
В = І2
К П ⋅ tК = (2,7 ⋅103)2 ⋅0,12 = I = 31,5 кА; t = 4 с;
T T
0,87 2 6 2
= ⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT = 3969 ⋅10 В ⋅с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cosϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣS
rприл.=
прил.
2 ,
I2Н
де Sприл = 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк − опір контактів rк = 0,1 Ом.
r 14
прил.= 2 =0,28 Ом.
5
Опір з'єднувальних проводів:
S - I2
2Н 2Н (rприл + rк )
r пров = 2 ;
I2Н
r 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = = 0,22Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Переріз з'єднувальних проводів
lp. ⋅ρF пров.= ;
rпров.
F = 25 ⋅0,02
пров. = 2,27 мм2.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом;
0,2 + 0,28 = 0,48 < 0,6.
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [3, 13]:
– за напругою встановлення
Uвст ≤ Uном;
– за конструкцією і схемі з'єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2Σ ≤ S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [3, 13]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H =120 В⋅А більше Sф (В⋅А), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [3, 13]:
I∞ ⋅ t
Fmin = пр ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку для кабелю лінії (ГПП–ТП)
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість
Котушок,
шт.
У такому разі
I ⋅ t
F = ∞ пр = 2610 ⋅ 0,135
min = 11,28 мм2 .
С 85
Таким чином, кабельна лінія, переріз якої 25 мм², задовольняє умовам
термічної стійкості до струмів трифазного короткого замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого А×В×Н = 60×48×10 ,
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,8 м; hc = 1,2 м .
Ф к3 ⋅Е= min ⋅S ⋅z , (8.1)
N ⋅η
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;
Emin
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
N – прийнята кількість світильників, 101т..;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
i A ⋅B
= , (8.2)
(A + B) ⋅h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв = λе ⋅h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 –– Розміщення світильників цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,
1000 ⋅к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h .
h = H - hр - hс = 10 - 0,8 - 1,2 = 8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
La = λ ⋅h = 1⋅8 = 8 м .
При La = 8 м в ряду можна розмістити 9 світильників, тоді
2 ⋅ l = 68−8 ⋅7 =12 м,
де l = 5 м.
При La = 8 м в ряду можна розмістити вісім світильників, тоді
2 ⋅ l = 60−8 ⋅7 = 4м,
де l = 2 м.
Приймаємо число рядів світильників рівним 5, тоді Lb = 6 м , а
величина
La = 8 = 1,33 ≤ 1,5.
Lb 6
Отримаємо кількість світильників в цеху N = 64 .
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
і = 60 ⋅48
= 3,33.
8 ⋅ (60+ 48)
Для приміщення з індексом і = 3,3 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ =0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,5 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
Ф = 250 ⋅1,5 ⋅2880 ⋅1,15
св = 26584лм.
64 ⋅0,74
Обираємо лампу ДРЛ 400 з потужністю 400 Вт, що має світловий потік
Fном = 24000 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - F
Δ(%) = ном ⋅100 %
Fр
Δ(%) 26584 - 24000
= ⋅100 % = 9,7 %
26584
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 8,2 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос Σ = PДРЛ ⋅N
Рос Σ = 400 ⋅64 = 25600 Вт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc = 25,6 ⋅0,2 = 5,1квар.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ [1].
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3) [7]. Радіальні схеми
використовуються при високих навантаженнях групових щитків (порядку
100–200 А) і забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні
схеми дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення.
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
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 [7].
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом [7]
n
Рроз = кп ⋅∑Рномі ,
i=1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
∑Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА [7]
n
Рроз = кп ⋅кдод ⋅∑Рномі ,
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 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅64 ⋅400 = 27,2кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 64 розподілена на 4 групові
щитки робочого освітлення рівномірно по 16 штук. Світильники кожного
групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є [7]
Ідоп > Іроз ,
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 [7]:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
P 3
I роз ⋅10
pоз = ;
Uф ⋅cosϕ
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Pроз ⋅103
Ipоз = ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P ⋅103
роз Pроз ⋅103
Ipоз = = ,
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3⋅Uф ⋅cosϕ
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosϕ – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними лампами cosϕ = 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9 ; без
конденсаторів – cosϕ = 0,57 .
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук,
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20 штук.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за
співвідношенням:
P
I 1 роз ос
pоз = ⋅ .
2 3⋅Uф ⋅cosϕ
I 1 27,2 ⋅103
pоз = ⋅ = 22,8А.
2 3⋅220 ⋅0,9
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 22,8А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АППВ (4х6) з
допустимим струмом 40 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
∆U = , (8.3)
C ⋅F
де М – момент освітлювального навантаження, кВт⋅м (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмініє
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
220 Однофазна двопровідна змінного або постійного
струму 12,8 7,7
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
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.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
−M1 = P1 ⋅L1 ,
де P 1
1 = ⋅Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
−M 1
1 = ⋅24,2 ⋅18 =109 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
M L
− 2 = P2 ⋅L0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P = роз ос
2 ,
4
P 24,2
2 = = 6,05 кВт.
4
L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,
P
P = роз ос
2 ;
40
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
P 24,2
2 = = 0,605 кВт.
40
Таким чином
−М2 = 6,05 ⋅46+ 0,605(46+12,5) = 63,2 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
∆U 109
1 = = 0,4 %.
46 ⋅6
Для другої ділянки:
U 63,2
∆ 2 = = 0,23 % .
46 ⋅6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників,
їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів
короткого замикання[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та
обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз ≤ Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = ∑ Ipозі ⋅КПі , (8.4)
де КПі – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
провідників (зокрема, кабелів, проводів, шинопроводів), а також відповідних
захисних апаратів. Обрані перерізи повинні забезпечувати допустимі (за
нормативними документами) відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються відповідним ДСТУ [4, 15].
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов'язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 В, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму [1, 4, 15].
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає [1, 4, 15]:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
I роз
pоз = ,
3 ⋅Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз ≤ Ку. п ⋅ Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л ≥ Іmах = 1,25 ⋅ Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Ipоз (однофаз) = Pном , (8.7)
Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр. доп
електроприймачів Марка
кВт А А ,А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Кромкогибочний прес 11,0 0,82 20,4 25,5 27 АВВГ(4х4)
Прес ролевий 22,0 0,82 40,8 51,0 62 АВВГ(4х16)
Прес штампувальний 18,0 0,90 30,4 38,0 46 АВВГ(4х10)
Прес кривоштпний 23,0 0,86 40,7 50,9 62 АВВГ(4х16
Верстат виття пружин 8,4 0,81 15,8 19,7 27 АВВГ(4х4)
Верстат
різьбонарізний 7,8 0,84 14,1 17,7 19 АВВГ(4х2,5)
Молот пневматичний
кувальний 48,0 0,87 83,9 104,9 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
Верстат
перфораційний 13,0 0,93 21,3 26,6 27 АВВГ(4х4)
Прес листогибочний 38,6 0,90 65,2 81,6 82 АВВГ(4х25)
Верстат довбальний 16,3 0,95 26,1 32,6 34 АВВГ(4х6)
Обдирочно-
шліфувальний верстат 8,1 0,84 14,7 18,3 19 АВВГ(4х2,5)
Ножиці 32,0 0,86 56,6 70,8 82 АВВГ(4х25)
Горизонтально-
фрезерний верстат 11,8 0,80 22,4 28,0 29 АВВГ(3х4)+(1х2,5)
Верстат ротаційний 17,8 0,82 33,0 41,3 46 АВВГ(4х10)
Токарно-револьверний
верстат 5,5 0,83 10,1 12,6 19 АВВГ(4х2,5)
Клепальний верстат 35,6 0,84 64,5 80,6 82 АВВГ(4х25)
Прес двокривошипний 11,0 0,88 19,0 23,8 27 АВВГ(4х4)
Відрубний прес 32,3 0,92 53,4 66,8 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
Прес каркасного кута 16,8 0,82 31,2 39,0 46 АВВГ(4х10)
Вальцювальний
верстат 16,3 0,87 28,5 35,6 37 АВВГ(3х6)+(1х40)
Тельфер 8,2 0,82 15,2 19,0 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр 6,6 0,86 11,7 14,6 19 АВВГ(4х2,5)
Конвеєр верстатного
відділення 6,6 0,81 12,4 15,5 19 АВВГ(4х2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Однофазні електроприймачі
Індукційна піч NSC -3 5,2 0,62 20,7 25,9 33 АВВГ(2х2,5)
Індукційна піч NSC -4 8,5 0,65 34,4 43 43 АВВГ(2х4)
Електропіч IR-1 5,5 0,75 33,3 41,6 43 АВВГ(2х4)
Електропіч IR -2 8,2 0,8 45,6 57 72 АВВГ(2х10)
Електропіч IR -3 7,5 0,7 48,7 60,8 72 АВВГ(2х10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4).
Для нашого випадку КПі = 0,7
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП ≤ І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
І , І ,
Найменування РП роз, РП тр. доп Марка
А А
РП1 124 126 АВВГ(4х50)
РП2 116 126 АВВГ(4х50)
РП3 108 109 АВВГ(зх35)+(1х25)
РП6 152 155 АВВГ(4х70)
РП7 152 155 АВВГ(4х70)
Конденсаторна установка 113 126 АВВГ(4х50)
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів [4, 15].
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ∑ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
∑ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 ≥ 95% , (8.8)
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних,
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні
відхилення тем більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
∆U = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха, для якого Іроз = 191 А, переріз кабелю лінії Л2
F = 120 мм2 , питомий активний та індуктивний опір, розрахований згідно
[19] відповідно r0 = 0,28Ом/км, х0 = 0,26 Ом/км, LКЛ 2 = 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 ⋅191⋅0,085 ⋅ (0,28 ⋅0,94 + 0,26 ⋅0,34) = 9,93 В .
Тобто
ΔU (%) = 4,22
Л2 ⋅100% =1,11% .
380
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
ΔUТ = SМ ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) ,
SномТ
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ = 1 SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
UА = ΔРКЗ ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
UР = U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується,
1
ΔРКЗ = 7600 Вт; UКЗ = 5,5%, SН. Т = 630 кВ ⋅А , SМ = SТП = 420 кВА ,
2
cosφ = 0,892; sinφ = 0,452 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
UА = 7600
⋅100% = 1,2% ; U 2 2
Р = (5,5) − (1,2) = 5,37% .
630000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
ΔUТ = 420 (1,2 ⋅0,892 + 5,37 ⋅0,34) = 2,33% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення (1.56) прийме вид
100% + 5% – 0,096% – 2,33% – 2,61% = 99,964% ≥ 95%.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН ГПП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок [4, 15].
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними [3, 13] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок
8.8), що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту
різних установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму
і спосіб підключення.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ IEC 60909-0:2007 [11]. Методика
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [12]:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється згідно [11,
12]. Стандартом встановлено методику розрахунків максимальних і
мінімальних значень струму при симетричних і несиметричних КЗ. Методика
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
При розрахунках струмів КЗ допускається [12]:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати 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 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги
мережі, на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [12]:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму 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.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню [12, 14].
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ 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 [12, 15]. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що
електроустановки напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U =1,05 ⋅Uном = 400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням [12, 15]
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ
де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z = r2 2
Σ Σ +XΣ ,
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
де rΣ , XΣ – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i = Ку ⋅ 2 ⋅ ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
в цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системи.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [12]:
U2
XC = ср НН ,
3 ⋅ Iном відк ⋅Uср. ВН
де Iном відк – номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC = = 0,5 мОм.
3 ⋅20 ⋅103 ⋅10 ⋅103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
Pк. ном ⋅U
2
r НН. ном 6
Т =
S2 ⋅10
Т.ном
2
100 ⋅P U2
x = U2 к.ном НН.ном 4
T к − ⋅ ⋅10
SТ.ном SТ.ном
де ST.ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк – напруга короткого замикання, %.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі ∆ / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [12] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
– rК = rКQ = 1,0 мОм;
– rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в
залежності від номінального струму вимикача згідно [12]:
– rQF1 = 0,25 мОм;
– rQF2 = 0,65 мОм;
– rQF3 = 2,15 мОм;
– ХQF1 = 0,1 мОм;
– ХQF2 = 0,17 мОм;
– ХQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
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 зневажити.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [12]:
– rTA = 1,7 мОм;
– ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно [12]:
rL1 = r0 ⋅L1 ;
XL1 = x0 ⋅L1 ;
rL2 = r0 ⋅L2 ;
XL2 = x0 ⋅L2 .
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 ⋅16 = 5,12 мОм;
XL1 = 0,057 ⋅16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 ⋅3 = 4,62 мОм;
XL2 = 0,062 ⋅3 = 0,186 мОм.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
rΣ(К3) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3+ rКL2 + rL2 .
rΣ(К3) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15
+0,1 + 4,62 = 21,89 мОм.
XΣ(К3) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + XL1+ ХQF3+ XL2 .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (клепальний верстат)»:
Z 2 2
Σ(К3) = (21,89) + (19,4) = 29,25 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 = IКЗ(К3) ) у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К3) = 3 ⋅29,25 ⋅10−3 = 7876 А.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП4)»:
rΣ(К2) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA + rК + rQF2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1.
rΣ(К2) = 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.
XΣ(К2) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + XL1.
XΣ(К2) =0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
Z 2
Σ(К2) = (15,02) + (18)2 = 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = −3 = 9845 А.
3 ⋅23,4 ⋅10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
rΣ(К1) = rT + rК + rQF1+ rК + rTA .
rΣ(К1) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
XΣ(К1) = XC + ХT + ХQF1+ ХTA .
XΣ(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.
ZΣ(К1) = (7,05)2 + (16,9)2 =17,94 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К1) = =12841 А.
3 ⋅17,94 ⋅10−3
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ [12, 14]
ia0 = 2 ⋅ IКЗ
ia0(К1) = 2 ⋅12841=18106 А;
ia0(К2) = 2 ⋅9845 =13881 А;
ia0(К3) = 2 ⋅7876 =11105 А;
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу iat розраховують за формулою
iat = i ⋅e−t /Ta
a0 ,
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
T x
= Σ
a ,
ωc ⋅ rΣ
де xΣ і rΣ – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
ωc – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд = 2 ⋅ Iп0 ⋅Kуд ,
де Kуд = (1+ sin e−t /T
ϕ уд a
к ⋅ ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений
за кривими рисунка1 стандарту [12], які визначають значення Kуд в
X
залежності від відношення Σ,i ;
rΣ,i
ϕк – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням
ϕк = arctg x1Σ ;
r1Σ
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
t 0,01π / 2 + ϕ
уд =
к .
π
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо дані [12].
X
Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці короткого
rΣ,i
замикання.
XΣ(K1) 16,9
= = 2,4;
rΣ(K1) 7,05
XΣ(K2) 18
= =1,2 ;
rΣ(K2) 15,02
XΣ(K3) 19,4
= = 0,89 .
rΣ(K3) 21,9
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) =1,22 ;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Kуд(К2) =1,1;
Kуд(К3) =1,05.
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) = 2 ⋅12841⋅1,22 = 22155 А,
iуд(К2) = 2 ⋅9845 ⋅1,1=15162 А,
iуд(К3) = 2 ⋅7876 ⋅1,05 =11578 А.
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для
подальшої перевірки обладнання на стійкість.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по елементу, що
захищається [1]:
Iном.розч ≥ Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчіплювачив, що регулюються, слід обирати по умові [1, 15]:
Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчіплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчіплювача за умовою [1]:
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. ≥ Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. ≥ 1,1⋅ Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. ≥ 1,25 ⋅ ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчіплювача;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчіплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ДСТУ зі ступенем захисту не нижче
ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [5], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В
чи D) виконується співвідношення: ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [5] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо
в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
1,25 ⋅ іп
І , 1,1⋅ I ,
Найменування електроприймачів роз роз або Тип ІНА.В. , ІНТ.Р. ,
А А 1,25 ⋅ Iп апарату А А
А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Кромкогибочний прес 20,4 22,4 142,8 ВА47–29 63 25
Прес ролевий 40,8 44,9 285,6 ВА47–29 63 50
Прес штампувальний 30,4 33,4 212,8 ВА47–29 63 40
Прес кривоштпний 40,7 44,8 284,9 ВА47–29 63 50
Верстат виття пружин 15,8 17,4 110,6 ВА47–29 63 20
Верстат різьбонарізний 14,1 15,5 98,7 ВА47–29 63 16
Молот пневматичний кувальний 83,9 92,3 587,3 ВА47–100 100 100
Верстат перфораційний 21,3 23,4 149,1 ВА47–29 63 25
Прес листогибочний 65,2 71,7 456,4 ВА47–100 100 80
Верстат довбальний 26,1 28,7 182,7 ВА47–29 63 32
Обдирочно-шліфувальний верстат 14,7 16,2 102,9 ВА47–29 63 20
Ножиці 56,6 62,3 396,2 ВА47–100 100 63
Прес каркасного кута 31,2 34,3 218,4 ВА47–29 63 40
Вальцювальний верстат 28,5 31,4 199,5 ВА47–29 63 32
Тельфер 15,2 16,7 106,4 ВА47–29 63 20
Конвеєр 11,7 12,9 81,9 ВА47–29 63 16
Конвеєр верстатного відділення 12,4 13,6 86,8 ВА47–29 63 16
Обертовий стіл 11,6 12,8 81,2 ВА47–29 63 16
Вентилятор витяжний 13,0 14,3 91,0 ВА47–29 63 16
Складальний верстат 15,0 16,5 105,0 ВА47–29 63 20
Відрізний верстат 53,7 59,1 375,9 ВА47–100 100 63
Вентилятор припливний 33,8 37,2 236,6 ВА47–29 63 40
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Однофазні електроприймачі
Індукційна піч NSC -1 28,2 31,02 35,3 ВА47–29 63 40
Індукційна піч NSC -2 20,6 22,7 25,7 ВА47–29 63 32
Електропіч IR-1 33,3 36,6 41,6 ВА47–29 63 40
Електропіч IR -2 45,6 50,1 57 ВА47–29 63 63
Електропіч IR -3 48,7 53,6 60,8 ВА47–29 63 63
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП–1 124 136,4 ВА88–33 160 160
Розподільчий пункт РП–2 116 127,6 ВА88–33 160 160
Розподільчий пункт РП–3 108 118,8 ВА88–33 160 125
Розподільчий пункт РП–4 252 277,2 ВА88–37 400 315
Розподільчий пункт РП–5 69 75,9 ВА47–100 100 80
Розподільчий пункт РП–6 152 167,2 ВА88–35 250 200
Конденсаторна установка 113 124,3 ВА88–33 160 125
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [1]
:
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 розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Іроз = 6,4 А , Ітр.доп =19 А ,
Ізах =10 А .
1⋅19 А ≥ 1⋅10 А .
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно [1]
т
δ ⋅U1 = Ет − ∆UТ +∑Uм + ∆Uсп ≥ −5,
i=1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
i=1
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно [4].
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
U W
2 = U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у
зміні відгалужень трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується система
електропостачання.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПСП-OKKEN–
630/10/0,4–04 У3 призначена для надійного електропостачання промислових
об’єктів, має потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і
автоматикою [4].
Ергономічна конструкція КТП на базі конструктивну OKKEN
полегшує встановлення її на об’єкті, експлуатацію та технічне
обслуговування.
Уніфікована система несучих конструкцій та збірних шин дозволяє
створювати шафи як з заднім, так й передним з’єднанням, що забезпечує
оптимальний рівень доступу.
Степінь захисту оболонки IP31.
Висота над рівнем моря не більше 100 м.
Оточуюче середовище вибухобезпечне, зі складом корозійно-
активних агентів атмосфери типу II. За вимогами Замовника КТП
виконується у антикорозійному виконанні.
Підстанція 2КТПЦ– OKKEN - 630/10/0,4–04 У3 складається з [5]:
1. Ввідного пристрою зі сторони високої напруги (УВН).
2. Силового трансформатора.
3. Кожуху виводів силового трансформатору.
4. Розподільчої установки низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- панелі стиковки;
- шафи вимикача робочого вводу;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
- шафи секційного вимикача;
- шафи ліній, що відходять.
Трансформатори КТП укомплектовано котками для переміщення.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи вводу.
Шафа вводу призначена для:
- вводу живлення з встановленими висувними вимикачами;
- встановлення релейного захисту.
При введенні живлення шино проводом Canalis зверху у шафі мається
можливість встановлення вимикача лінії Masterpact NT ( Compact NS)
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи вводу
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
У складі підстанції використовуються сухі трансформатори серії
ТСЗГЛ(Ф) – трансформатор сухий захищений у геофолевої литої ізоляції з
виходом шин ВН на фланець (рисунок 8.12).
Рисунок 8.12 – Загальний вид трансформатору серії ТСЗГЛФ
Трансформатори комплектуються контактним мановакууметром і
манометричним сигнальним термометром, що дозволяє виконувати
сигналізацію при перевищенні температури масла.
Провід від мановакууметра і манометричного сигнального термометра
виводиться на коробку зажимів, що встановлена на кришці трансформатора.
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ–
OKKEN - 630/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини дипломної
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Рисунок 8.13 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Вибір шин розподільчих пристроїв
Для обладнання розподільчих пристроїв можуть застосуватися мідні,
алюмінієві і сталеві шини. Мідні шини застосовують при великих
навантаженнях або у тих випадках, коли застосування алюмінієвих і сталевих
шин неможливе через корозію, недостатню гнучкість тощо. Сталеві шини
застосовують у розподільчих пристроях з малими струмами (до 300 А) [1, 5] .
Шини можуть бути виконані як жорсткими, так і гнучкими прямокутного
або круглого перерізу. У розподільчих пристроях напругою 6-10 кВ головним
чином застосовуються жорсткі алюмінієві одно- і двох штабові шини
прямокутного перерізу. Круглі шини застосовуються в установках з відносно
малими струмами, та і те тільки у тому випадку, якщо використання сталевих
шин прямокутного перерізу з яких-небудь причин неможливе.
Для розподільчих пристроїв напругою 35 кВ і вище, з метою уникнення
коронування, застосовують переважно шини круглого перерізу, які
виконуються з голого багатодротового проводу.
Переріз шин обирають за нагрівом максимальним струмом навантаження,
який йде по шинах протягом тривалого часу з перевіркою на механічну міцність
(електродинамічну стійкість). Шини відкритих розподільчих пристроїв
напругою 35 кВ і вище повинні бути також перевірені на коронування [1, 5].
Узагальнені умови вибору наведені у таблиці 9.1.
Таблиця 9.1 – Вибір і перевірка струмопровідних частин і ізоляторів
розподільчих пристроїв
Струмопровідні Умови вибору і перевірки
частини і за напругою за струмом на термічну на механічну
ізолятори стійкість стійкість
1 2 3 4 5
Шини - Iдоп. ≥ Ід.р. ϑкш.доп. ≥ ϑкш.розрах. σдоп ≥ σрозрах
ϑ
Кабелі U ≥ U I ≥ І к.доп. ≥ ϑк.розрах.
ном. роб. доп. д.р. F -
жк ≥ Fжк.min
Опорні ізолятори Uном. ≥ Uуст. - - Fдоп ≥ Fрозрах
Прохідні Uном. ≥ Uуст. Iном. ≥ Ід.р. - Fдоп ≥ F
ізолятори розрах
Вибір шин за тривало допустимим максимальним струмом навантаження
і перевірка на термічну стійкість проводиться аналогічно вибору кабелів.
Значення тривало допустимого струму для шин прямокутного і круглого
перерізів наведені у таблиці 9.2 і 9.3. При цьому необхідно враховувати, що при
розташуванні прямокутних шин плазом, значення допустимих струмів,
прийнятих за таблицею 9.2, повинні бути зменшені:
− для шин з шириною штаби до 60 мм – на 5%;
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
− для шин з шириною штаби більше, ніж 60 мм – на 8%.
Перевірка на електродинамічну стійкість (механічну міцність). При
коротких замиканнях в результаті виникнення найбільшого ударного струму
к.з. в шинах виникають електродинамічні зусилля, які створюють вигинаючий
момент, а отже, механічне напруження у металі
Таблиця 9.2 – Допустимі струмові навантаження шин круглого перерізу
Шини круглі Труби мідні Труби
алюмінієві Труби сталеві
Струмове навантаження Струмове
при постійному і змінному Діаметр навантаження
струмі, А труби при змінному
струмі, А
Внутр З
Мідні Алюмінієві ішній, Зовнішні Без повздо
дюйм й, мм розрізу вжнім
и розрізо
м
6 155 120 12/15 340 13/16 295 ¼ 13,5 75 -
7 195 150 14/18 460 17/20 345 3/8 17,0 90 -
8 235 180 16/20 505 18/22 425 ½ 21,35 118 -
10 320 245 18/22 555 27/30 500 ¾ 26,75 145 -
12 415 320 20/24 600 26/30 575 1 33,50 180 -
14 505 390 22/26 650 25/30 640 11/4 42,45 220 -
15 565 435 25/30 830 36/40 765 11/2 48,00 255 -
16 610/615 475 29/34 925 35/40 850 2 60,00 320 -
18 720/725 560 35/40 1100 40/45 935 21/2 75,50 390 -
19 780/785 605/610 40/45 1200 45/50 1040 3 88,50 455 -
20 835/840 650/655 45/50 1330 50/55 1145 4 114 670 770
21 900/905 695/700 49/55 1580 54/60 1340 5 137 800 890
22 955/965 740/745 53/60 1860 64/70 1545 6 164 900 1000
25 1140/1165 885/900 62/70 2295 74/80 1770
27 1270/1290 980/1000 72/80 2610 72/80 2035
28 1325/1360 1025/1050 75/85 3070 75/85 2400
30 1450/1490 1120/1155 90/95 2460 90/95 1925
35 1770/1865 1370/1450 93/100 3060 90/100 2840
38 1960/2100 1510/1620
40 2080/2260 1610/1750
42 2200/2430 1700/1870
45 2380/2670 1850/2060
Примітка: У чисельнику – струмове навантаження при змінному струмі, а в
знаменнику – при постійному
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Діаметр, мм
Внутрішній і зовнішній
діаметри, мм
Струмове навантаження,
А
Внутрішній і зовнішній
діаметри, мм
Струмове навантаження,
А
Перевірка шин полягає у виконанні умови:
σдоп ≥ σрозр ,
де σдоп , σрозрах – відповідно, допустиме і розрахункове значення
напруження на згин матеріалу шин, МПа.
Значення допустимих напружень згину σдоп для шин з різного
матеріалу наведені у таблиці 9.3.
Таблиця 9.3 – Значення допустимих напружень згину для матеріалу шин
Матеріал і марка шин σдоп , МПа (кгс/см2)
Мідь МТ 130 (1300)
Алюміній АТ 65 (650)
Алюміній АТТ 90 (900)
Сталь 160 (1600)
Найбільша статична сила Fрозр (Н), яка діє на середню фазу (що
знаходиться у найбільш важких умовах) трьох паралельних шин при
протіканні по них ударного струму трифазного к.з. визначається за виразом
[1, 5]:
F (3)2 l −7
розрах =1,76kфiy ⋅ ⋅10 ,
a
де i(3)
y – ударний струм трифазного к.з., А;
l – довжина прольоту шин, м;
a – відстань між вісями шин суміжних фаз, м;
kф – коефіцієнт форми шин, який визначається за кривими (рисунок
9.1) в залежності від співвідношень:
b
= m та a − b ,
h b + h
де b, h–- відповідно, товщина і висота шини, м.
Якщо відношення a − b
≥ 2 або шини круглого перерізу, то k
b + h ф =1.
Розрахункове напруження на згин визначається за виразами:
- при одному та двох прольотах:
F ⋅ l
σ розрах
розрах = ;
8W
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
- при кількості прольотів більше двох:
F
σ розрах ⋅ l
розрах = .
10W
Значення моменту опору у залежності від розташування і форми їх
перерізу наведені у таблиці 9.4.
Таблиця 9.4 – Визначення моменту опору шин
Ескіз розташування шин і форма їх перерізу Момент опору W, м3
b
h 2
a a 0,167 bh
b
0,333 bh2
h
h
1,44 hb2
b b
h
3,3 hb2
d
0,1d3
d D 0,1(D3- d3)
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Рисунок 9.1 – Криві для визначення коефіцієнту форми шин
прямокутного перерізу [5]
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
У відкритих розподільчих пристроях понижуючих підстанцій
використовують гнучкі шини із сталевоалюмінієвих проводів, закріплених на
підвісних ізоляторах.
Вибір гнучких шин проводиться так само, як і жорстких, за
виключенням:
1) перевірка на електродинамічну стійкість не ведеться;
2) при напрузі 35 кВ і вище обрані за економічною щільністю і
перевірені за допустимим струмом навантаження шини повинні бути
перевірені на коронування за умовою [1]:
UKP ≥ Uуст.н. ,
де UKP – критична напруга корони, кВ.
Критичну напругу корони можна визначити за емпіричною
формулою:
U D
KP = 68,5δr lg ,
r
де δ – коефіцієнт, що враховує атмосферні умови (при тиску 760 мм і
температурі + 25о С δ=1); D – відстань між вісями шин (проводів), мм; r –
радіус шини (проводу), мм.
Алгоритм вибору і перевірки шин представлено на рисунку 9.2.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
Рисунок 9.2 – Алгоритм вибору і перевірки шин
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання
[13].
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках [13].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток
під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі [10, 13]:
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму
роботи трансформаторів як цехової, так і головної
понижуючої підстанцій підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної
потужності і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів [10]:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах,
що характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Доцільність відключення одного з трансформаторів
двотрансформаторної підстанції при спаді навантаження».
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Вихідні дані. Споживач отримує живлення від лінії 35 кВ через
знижувальну підстанцію. На підстанції встановлені два трансформатори
35/11 кВ номінальною потужністю 10 МВА кожен з параметрами ∆Pxх =14,5
кВт, ∆Pкз = 65 кВт, Uкз = 7,5 %, Іxx = 0,8 %. Графік споживання активної
потужності двоступеневий: 10 МВт – 2000 год (T1 ) , 5 МВт – 6760 год (T2 ) .
Коефіцієнт потужності постійний і становить 0,9.
Визначити потужність споживача, при якій доцільно відключати один
трансформатор (без урахування втрат за передачу реактивної потужності), та
економічну ефективність відключення одного трансформатора в період спаду
навантаження.
Розв’язок.
При установці п трансформаторів на ТП економічний режим роботи
визначається кількістю одночасно включених трансформаторів, які
забезпечують мінімум втрат електроенергії. Для підстанцій з двома
трансформаторами коефіцієнт завантаження має бути на рівні 0,7–0,75 при
максимальному завантаженні підстанції.
Втрати електроенергії в трансформаторах можуть бути мінімізовані
шляхом правильного вибору потужності та раціонального режиму їхньої
роботи на ТП. Крім того, можливе зменшення втрат електроенергії шляхом
виключення холостого ходу трансформаторів при малих завантаженнях. Цей
захід має особливе значення при експлуатації цехових трансформаторів
підприємств, що працюють в одну чи дві зміни, а також у вихідні дні.
При цьому необхідно враховувати і втрати активної потужності, що
виникають у системі електропостачання від генераторів електростанцій до
трансформаторів за рахунок реактивної потужності, що споживається.
Криві приведених втрат потужності в трансформаторах (з урахуванням
втрат в системі електропостачання) залежно від потужності навантаження Sн
зображені на рисунку 10.1. Крива 1 – залежність при роботі одного
трансформатора, крива 2 – при роботі другого трансформатора. При
одночасній роботі двох трансформаторів різної потужності приведені втрати
потужності залежно від навантаження визначаються кривою 3 [13].
Точку навантаження, при якій необхідно здійснювати відключення
(підключення) трансформаторів, можна знайти як графічним, так і
аналітичним способом. При навантаженні, меншому Sн1 , економічно
виправдана робота з одним трансформатором, втрати в якому відповідають
кривій 1. При збільшенні навантаження до значення Sн3 більш раціонально
використовувати другий (крива 2), більш потужний трансформатор замість
першого. При подальшому збільшенні навантаження від Sн3 менші втрати
потужності відповідають одночасній роботі обох встановлених
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Рисунок 10.1 – Втрати в трансформаторах
Для п трансформаторів однакової потужності, встановлених на
підстанції, потужність, при якій втрати в п трансформаторах дорівнюють
втратам в n −1 трансформаторах, визначають виразом [13]:
∆P/
Sроз1 = Sном n ⋅ (n −1) ⋅ xх
/ , (10.1)
∆Pкз
де ∆Р/
хх , ∆Р/
кз – відповідно приведені втрати потужності холостого ходу і
короткого замикання трансформатора, кВт.
У виразі (10.1) з достатнім степенем точності можна використовувати
втрати потужності холостого ходу і короткого замикання, тобто без
врахування коефіцієнта втрат кe .
При збільшенні навантаження вмикання (n +1) -го трансформатора
економічно доцільно, коли навантаження працюючих трансформаторів
досягне значення [10]
S S n +1 ∆P/
хx
роз ≥ ном ⋅
n ∆P/ . (10.2)
кз
При зменшенні навантаження доцільно вимкнути один трансформатор,
коли навантаження працюючих трансформаторів досягне значення
S n −1 ∆P/
xх
роз ≤ Sном ⋅ / . (10.3)
n ∆Pкз
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Приведена втрата потужності в трансформаторі має вигляд
/
∆P/ ∆P
mp = ∆P/ + кз
xx ⋅S2 . (10.4)
S2 роз
mp
Для спрощення розрахунків замінимо
∆Р/
хх = а ;
∆Р/
кз = в.
S2
mp
Тоді вираз (8.3) набуває вигляду
∆P/
mp = а + в ⋅S2
роз.
Цей вираз являє собою параболу. Визначимо розрахункову потужність
Sроз , при якій має місце рівність втрат в одному трансформаторі і двох
однакових трансформаторах при їх паралельній роботі. У цьому випадку має
місце рівність [13]
S2
а + в ⋅S2
роз = 2 ⋅а + 2 ⋅в ⋅ роз .
4
З цього виразу розрахункова потужність становить
S 2 ⋅а
роз = .
в
Після зворотної підстановки отримаємо розрахункову потужність, при
якій доцільно переходити з одного трансформатора на паралельну роботу
таких же двох трансформаторів
/
S S 2 ⋅ ∆Рхх
роз = mp ⋅
∆Р/ .
кз
Графічно це може бути зображено рисунком 10.2 [13].
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Рисунок 10.2 – Залежність приведених втрат активної потужності
в силових трансформаторах при роботі одного і паралельній роботі
двох трансформаторів однакової потужності
Визначаємо потужність навантаження, при якій втрати в роботі одного
і двох трансформаторів дорівнюють:
S S n ⋅ (n −1)∆Pxх
роз = ном. ⋅ ,
∆Pкз
Sроз =10 2 ⋅1⋅14,5
⋅ = 6,68 МВА.
65
Найбільше навантаження підстанції (на ступені з максимальним
10
споживанням активної потужності) становить: S1 = =11,1 МВА, на
0,9
5
другому ступені S2 = = 5,55 МВА.
0,9
Потужність на підстанції на другому ступені менша розрахованого
критичного навантаження, при якому втрати в одному і двох
трансформаторах рівні, тому при зниженні навантаження (роботі на другому
ступені) необхідно включати один трансформатор.
Втрати короткого замикання в обмотках обох трансформаторів:
– при максимальному завантаженні
2
P ∆Ркз S1
∆ об.1 = ⋅
п ,
S
ном
P 65 11,1 2
∆ = ⋅
об.1 = 40,04 кВт;
2 10
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
– при навантаженні на другому ступені
2
P ∆Р
∆ кз S2
об.2 = ⋅
п ,
Sном
65 5,55 2
∆Pоб.2 = ⋅
=10,01 кВт;
2 10
– при навантаженні на другому ступені в одному трансформаторі
2
S
∆Pоб.3 = ∆Ркз ⋅
2
S ,
ном
P 5,55 2
∆ об.3 = 65 ⋅
= 20,02 кВт.
10
Втрати електроенергії при роботі двох трансформаторів протягом року
∆W1 = ∆Pоб.1 ⋅Т1 + ∆Pоб.2 ⋅Т2 + п ⋅ ∆Рхx (Т1 +Т2 ) ,
∆W1 = 40,04 ⋅2000+10,01⋅6760+
+2 ⋅14,5 ⋅ (2000+ 6760) = 401788 кВт∙год.
Втрати електроенергії протягом року при відключенні одного
трансформатора в період спаду навантаження
∆W2 = ∆Pоб.1 ⋅Т1 + ∆Pоб.3 ⋅Т2 + п ⋅ ∆Рхx ⋅Т1 + ∆Рхx ⋅Т2,
∆W2 = 40,04 ⋅2000+ 20,02 ⋅6760+
+2 ⋅14,5 ⋅ (2000+14,5 ⋅6760) = 371485 кВт∙год.
Економія електроенергії становить
∆W = ∆W1 − ∆W2 ,
∆W = 401788− 371485 = 30303 кВт∙год.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в
приміщенні інформаційно-технічного відділу
В даній роботі розробляється проект системи електропостачання заводу
з виготовлення устаткування і агрегатів для нафтобаз. Такі роботи пов’язані з
проведенням великої кількості розрахунків, опрацюванням великих об’ємів
інформації, що потребує постійного використання комп’ютерної техніки.
За рівнем фізичних навантажень робота за персональним комп’ютером
(ПК) класифікується як легка фізична робота (категорія І) – робота з
витратою 120-150 ккал/год. – категорія Іа. В той же час даний вид роботи
характеризується значною розумовою напругою, високою напруженістю
зорової роботи і досить великим навантаженням на м'язи рук при роботі з
клавіатурою ПК, тому велике значення має раціональна конструкція і
розташування елементів робочого місця, а також дотримання правильного
режиму праці і відпочинку.
Для того щоб запобігти негативному впливу на працівника потрібно
звернути особливу увагу на фактори виробничого середовища, які
безпосередньо впливають на працівника.
Роботи з проектування проводяться в приміщенні з розмірами: довжина
– 3,1 м; ширина – 2,4 м; висота – 3 м. Площа всього приміщення складає
7,44 м2, а об’єм – 22,32 м3. В приміщенні працює одна людина. Робоче місце
відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2-007-98, відповідно до яких площа,
виділена для одного робочого місця з ПК, повинна складати не менше 6 м2, а
об’єм – не менше 20 м3.
Більшість інформації, яку обробляє мозок, надходить до нього через
очі. Але в підсумку вплив світла на організм не обмежується органами зору,
оскільки спектр, що випромінюється в тій чи іншій мірі впливає на всі
процеси, що відбуваються в організмі людини. Тому важливо обирати
безпечні та комфортні джерела освітлення, особливо для робочих приміщень.
Інтенсивність, температура і тип освітлювальних приладів в офісах і
виробничих приміщеннях впливають на людину, що виконує професійні
обов'язки. Від цих параметрів залежить те, як швидко працівники будуть
втомлюватися, наскільки краще концентруватися і як часто робити помилки.
Порівняльна оцінка природного та штучного світла, отримана в ході
досліджень, показує явну перевагу першого. Причина криється в
спектральному складі випромінювання і динамічності природного світла, яка
впливає на циркадні ритми. Але покладатися тільки на природне освітлення
неможливо – людині потрібне світло на 4-8 годин довше, ніж триває
світловий день, плюс близько 20% працівників в промислово розвинених
регіонах працюють позмінно, в тому числі в нічні години.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
Оптимальний рівень яскравості освітлення для людини в середньому
становить 1000-1500 лк. Якщо денне світло не здатне забезпечити ці
показники, необхідно доповнити його штучним. Воно може бути загальним
або локальним, розрахованим на певну робочу зону.
В приміщенні відділу під час роботи дослідник працює з даними, які
виводяться програмним забезпеченням на екран монітору. Найменша
розрізненість об’єкту (в даному випадку об’єктом розрізнення і фоном є:
текст на моніторі та власне фон монітора, текст на аркуші паперу та аркуш,
букви на клавіатурі і клавіатура) складає від 0,15 до 0,3 мм, це відповідає
високій точності зорової праці. Розряд зорової праці – ІІ, підрозряд – Г.
Контраст відмінності об’єкту з фоном – великий.
Для створення оптимальних умов зорової роботи слід враховувати не
лише кількість та якість освітлення, а й кольорове оточення. Так, при
світлому пофарбуванні інтер'єру завдяки збільшенню кількості відбитого
світла рівень освітленості підвищується на 20-40% (при тій же потужності
джерел світла), різкість тіней зменшується, покращується рівномірність
освітлення.
При надмірній яскравості джерел світла та оточуючих предметів може
відбутись засліплення працівника. Нерівномірність освітлення та неоднакова
яскравість оточуючих предметів призводять до частої переадаптації очей під
час виконання роботи і як наслідок – до швидкого стомлення органів зору.
Тому поверхні, що добре освітлюються і знаходяться в полі зору, краще
фарбувати в кольори середньої світлості, коефіцієнт відбивання яких
знаходиться в межах 0,3-0,6 і, бажано, щоб вони мали матову або
напівматову поверхню.
Освітлення робочого приміщення проектується згідно з ДБН В.2.5-28-
2018 «Природне і штучне освітлення». Природне освітлення здійснюється
через 1 вікно розмірами 1,5×2 м та площею – 3 м2, для покращення
рівномірності освітлення та для збільшення кількості відбитого від стін
світла, останні пофарбовані водоемульсійною фарбою в світло-жовтий колір.
З метою регулювання природного освітлення приміщення, на вікна
встановлені жалюзі. Коефіцієнт природного освітлення (КПО) для даного
типу зорової праці дорівнює 1,5%. Робоче місце розташоване на відстані 4м
від джерела природного освітлення і в цій точці значення КПО становить 32-
40 %. Отже, рівень природного освітлення є достатнім.
Штучне освітлення приміщення здійснюється світильником BS18/4x18
FOR A (який має 4 люмінесцентні лінійні лампи типу LF), які забезпечують
420 лк освітленості приміщення. Для даного типу зорової праці рівень
загального штучного освітлення повинен складати близько 400 лк. Отже,
рівень штучного освітлення робочої зони відповідає нормативним значенням
згідно ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення».
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
Істотне значення мають параметри мікроклімату в приміщенні,
оскільки безпосередньо впливають на роботу та здоров’я працівника. Дане
приміщення оснащене кондиціонером Carrier 42/38QCE024718 для
регулювання температури повітря. Нормативні значення основних
параметрів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22-28 ˚С ;
- в холодний період року 21-25 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 40-60 %;
- в холодний період року 40-60 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1...0,2 м/с);
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
Нормативні значення даних параметрів становлять відповідно:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 27-28 ˚С;
- в холодний період року 23-24 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 50-52%;
- в холодний період року 55-57%;
3) Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,1 м/с;
- в холодний період року – 0,1м/с.
З вище наведених даних мікроклімату видно, що показники
температури задовольняють норми згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Також важливе значення має параметр шуму. Персональні комп’ютери
створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає 45 дБ.
Згідно ДСН 3.3.6.037-99 цей рівень повністю відповідає нормативному рівню
який становить 50 дБ. Тому, фактичне значення шуму не перевищує
допустиме, а отже негативно не впливає на працівника.
Внаслідок дії електромагнітних полів на організм людини виникають
функціональні зміни центральної нервової системи. При цьому
спостерігається підвищена втомлюваність, біль голови. Первинний прояв дії
електромагнітної хвилі – нагрівання, яке призводить до пошкодження тканин
і органів. Поля надвисоких частот впливають на очі, викликаючи виникнення
катаракти. Багаторазовий вплив випромінювання малої інтенсивності
призводить до стійких функціональних змін центральної нервової системи.
Головними джерелами електромагнітного випромінювання в
приміщенні є системний блок ПК та монітор. Випромінювання від яких
відповідає нормам ДСН 3.3.6.096-2002.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
В даному приміщенні використовується електромережа змінного
струму з електропроводкою прихованого типу. ПК та інші пристрої
живляться напругою 220 В і споживають менше 1500 Вт. Робоче місце
оснащене спеціалізованими розетками для офісної техніки, особливість яких
полягає в тому що вони під’єднані до мережного фільтру задля захисту
техніки від високочастотних та імпульсних шумів. Для захисту людини від
ураження електричним струмом в приміщені передбачене захисне занулення
згідно ДСТУ Б В.2.5-82-2016 «Захисні заходи електробезпеки в
електроустановках будинків і споруд».
Для даного приміщення категорія за вибухопожежонебезпечністю
відповідає типу В (тверді горючі і важкогорючі речовини та матеріали) згідно
з ДСТУ Б В.1.1-36:2016, а клас пожежі – Е (горіння установок і обладнання,
які знаходяться під напругою), А2 (горіння твердих матеріалів яке не
супроводжується тлінням).
В даному приміщенні забезпечуються необхідні заходи щодо протидії
виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-2014
«Правила пожежної безпеки в Україні»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними
плитами, а підлога з ламінату з синтетичного волокна. Всі матеріали
застосовані для будівництва та оздоблення лабораторії пройшли перевірку і
були дозволенні органами державного санітарно-епідеміологічного нагляду.
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5
(призначений для гасіння загорянь різних речовин, горіння яких не може
відбуватися без доступу повітря, загорянь електроустановок, що знаходяться
під напругою до 1000 В, загорянь в музеях, картинних галереях і архівах),
який знаходиться на стіні біля дверей з вільним доступом до нього.
Приміщення не обладнане системою пожежної сигналізації, а тому ця
система потребує проведення відповідних розрахунків та змонтування.
Згідно з «Порядком проведення медичних оглядів працівників певних
категорій», затвердженим наказом Міністерства охорони здоров’я України
від 21 травня 2007 року № 246, визначена періодичність проведення
попереднього (під час приймання на роботу) та періодичних (впродовж
трудової діяльності) медичних оглядів працівників.
Під час проведення попереднього медичного огляду реєструють
вихідні об’єктивні показники здоров’я працівника, визначають стан його
здоров'я і можливості виконання професійних обов'язків в умовах дії
конкретних шкідливих та небезпечних факторів виробничого середовища і
трудового процесу без погіршення стану здоров'я. Також виявляють
професійні захворювання (отруєння), що виникли раніше під час роботи на
попередніх виробництвах, і запобігають виробничо-зумовленим та
професійним захворюванням.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
Періодичні медичні огляди проводять з метою:
- своєчасного виявлення в працівників ранніх ознак гострих і хронічних
професійних захворювань, загальних і виробничо-обумовлених захворювань;
- забезпечення динамічного спостереження за станом здоров’я
працівників в умовах дії шкідливих та небезпечних виробничих факторів і
трудового процесу;
- вирішення питань щодо можливості працівника продовжувати роботу
в умовах дії конкретних шкідливих та небезпечних виробничих факторів і
трудового процесу;
- розроблення індивідуальних і групових лікувально-профілактичних та
реабілітаційних заходів для працівників, які за наслідками медичного огляду
належать до групи ризику;
- проведення відповідних оздоровчих заходів.
Зважаючи на те що в науково-дослідному кабінеті відсутні шкідливі
виробничі фактори, а робота пов’язана з постійним спостереженням об’єктів,
тобто вимагає постійного зорового напруження на протязі більше ніж 4
години, співробітники проходять періодичний медичний огляд один раз на
рік. Первинний та періодичний медичний огляд проводиться у таких лікарів
як офтальмолог, невропатолог.
Після проведення аналізу лабораторії та умов праці за робочим місцем
можна зробити висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні
являються сприятливими окрім системи пожежної сигналізації. Тому
пропонується встановити систему пожежної сигналізації, щоб робоче
приміщення відповідало нормам НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної
безпеки в Україні» та ДБН В.2.5.56-2014.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації у відділу
Система пожежної сигналізації призначена для вирішення таких
основних завдань: своєчасне виявлення спалаху; отримання, обробка,
передача і подача в заданому вигляді інформації про пожежу споживачам.
Отже, в своєму складі система пожежної сигналізації повинна мати пристрої,
здатні виявити спалах і передати сигнал тривоги.
Ці функції пожежної сигналізації забезпечуються різними технічними
засобами, а саме: для виявлення пожежі служать сповіщувачі; для обробки,
протоколювання інформації і формування керуючих сигналів тривоги —
приймально-контрольна апаратура і периферійні пристрої.
Очевидно, що видача сигналу пожежної тривоги є необхідною, але не
достатньою умовою для забезпечення пожежної безпеки об'єкту в цілому.
Тому, окрім цих функцій, пожежна сигналізація додатково повинна
формувати команди на включення автоматичних установок пожежогасіння та
димовідведення, систем сповіщення про пожежу, технологічного,
електротехнічного і іншого інженерного устаткування об'єктів.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
Системи пожежної сигналізації класифікують по наступних ознаках:
- типу пожежного сповіщувача (теплові, димові, світлові,
ультразвукові, оптико-електронні (фотоелектричні), радіопроменеві,
фотопроменеві, пневматичні, комбіновані);
- принципу дії (безперервної дії і дискретної дії);
- конструктивного виконання (виконані на контактних і безконтактних
елементах);
- виду каналу зв'язку (спеціальні дротяні канали, дротяні канали міської
телефонної станції, радіоканали);
- способу передачі (кодування) повідомлень по каналах зв'язку
(багатопровідні з електричним розділенням сигналу, однопровідні з
тимчасовим розділенням сигналів, однопровідні з частотним розділенням
сигналів);
- структурі ліній зв'язку (з однофідерними лініями, радіально-
променевими лініями, комбінованими лініями).
На даний момент можна виділити три основні типи систем
автоматичної пожежної сигналізації: порогова, адресно-опитова, адресно-
аналогова.
Порогова. На заході такі системи отримали назву «conventional» або
«традиційні». У такій системі кожен пожежний сповіщувач (датчик), має
прошитий ще на підприємстві поріг спрацьовування. Наприклад, якщо мова
йде про тепловий сповіщувач, то досягши певної температури
навколишнього середовища, такий датчик подасть відповідний сигнал на
контрольну панель пожежної сигналізації, але поки температура не досягне
цього порогу, сповіщувач мовчатиме.
Друга відмітна особливість подібних систем це радіальна топологія
побудови шлейфів сигналізації. Тобто від контрольної панелі в різні боки
йдуть кабелі пожежних шлейфів, часто їх називають променями. У кожен
такий промінь зазвичай включають близько 20-30 датчиків, і при
спрацюванні одного з них контрольна панель відображає тільки номер
шлейфу в якому спрацював пожежний сповіщувач.
Основна перевага такого типу сигналізації – низька вартість
устаткування. Основний недолік – досить пізнє виявлення пожежі,
відсутність контролю працездатності датчиків, неекономічна витрата
монтажних матеріалів, низька інформативність отриманих сигналів від
датчиків
Адресно-опитна система сигналізації відрізняється від порогової
алгоритмом зв'язку контрольної панелі з пожежним сповіщувачем. Якщо
контрольна панель в пороговій системі постійно «чекає» сигналу від
пожежного датчика про зміну його стану, то в адресно-опитовій системі
контрольна панель періодично опитує підключені пожежні сповіщувачі з
метою з'ясувати їх стан.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
Подібний алгоритм окрім ідентифікації датчика (кожен датчик має
свою адресу) дозволяє контролювати працездатність датчиків. Типи
отримуваних від датчика сигналів: «Норма», «Несправність», «Відсутність»,
«Пожежа». Пожежний шлейф має кільцеву архітектуру.
Серед переваг можна виділити вигідне співвідношення ціна/якість,
високу інформативність отриманих повідомлень, контроль працездатності
пожежних датчиків. Основний недолік – пізнє виявлення пожежі.
Адресно-аналогові системи пожежної сигналізації є на справжній
момент самими передовими. Вони володіють всіма перевагами адресно-
опитових систем і рядом своїх переваг. Головною відмінністю таких систем
від вище описаних, це те, що рішення про перебування на об'єкті приймає
контрольна панель, а не датчик. Сама контрольна панель є складним
обчислювальним приладом, який проводить безперервний динамічний опит
підключених датчиків (звідки і назва «аналоговий» - безперервний), отримує
і аналізує значення, отримані від них і за наслідками обробки цих даних
ухвалює остаточне рішення.
Наприклад, теплові датчики постійно передають значення температури
навколишнього середовища на контрольну панель (по суті є термометрами),
а сама панель стежить за величиною цього значення і динамікою його зміни.
Подібна схема роботи дозволяє виявляти вогнища спалаху на
початкових стадіях його розвитку і своєчасно запобігти можливому збитку.
Важливими перевагами цього типу систем є дійсно раннє виявлення
спалахів, економія на монтажних роботах і витратних матеріалах, контроль
працездатності пожежних сповіщувачів, компенсація чутливості датчиків.
Але поряд з перевагами фігурує основний недолік – висока вартість
устаткування.
Провівши аналіз існуючих систем пожежної сигналізації та
розглянувши їхні переваги та недоліки, було прийнято рішення обрати
адресно-опитову систему пожежної безпеки. Саме такий тип пожежної
сигналізації виконує необхідні функції в найбільш повному обсязі при
адекватній ціні.
Згідно вимог НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в
Україні» та ДБН В.2.5.56-2014 в якості пожежної сигналізації науково-
дослідного кабінету вибраний прилад приймально-контрольний пожежний
«СПЕКТРА-6».
Прилад приймально-контрольний пожежний «СПЕКТРА-6»
призначений для прийому та обробки сигналів, що надходять від
підключених датчиків пожежної або охоронної сигналізації. При виникненні
аварійної ситуації пристрій може активувати оповісники. Модель оснащена
клавіатурою та резервним джерелом живлення. Вона може
використовуватися як автономна система, так і підключатися до
централізованої системи, що підтримує передачу сигналів GSM.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
ППКП «СПЕКТРА-6» рекомендується для забезпечення пожежної та
іншої охорони приміщень. Це може бути торгова точка, склад, логістичний
центр, офіс та будь-який інший нежитловий об'єкт. Наявність GSM-модуля
дозволяє користувачеві отримувати сигнали тривоги на мобільний телефон.
Додатково до протипожежної охорони прилад можна встановлювати як
комплекс, що запобігає несанкціонованому доступу в приміщення, які
охороняються.
Особливості приладу:
- цілодобове відстеження ситуації;
- максимум 6 сигнальних шлейфів;
- можливість одночасно використовувати прилад як для охорони
периметра, так і в якості протипожежного комплексу;
- вбудований модуль GSM/GPRS;
- автоматичне розсилання повідомлень максимум 8 абонентам.
Контролер здатний синхронізуватися з бездротовими (за
радіосигналом) датчиками системи Ajax, Elmes та інших брендів.
Максимальна кількість таких пристроїв – 64.
Основні характеристики ППКП «СПЕКТРА-6»:
- підключення шлейфів: 2-х або 4-провідне;
- робоча напруга на окремій лінії: 12 В, до 40 мА;
- струм КЗ на кожен вихід: 300 мА;
- сигнали тривоги: мобільний зв'язок, GPRS;
- релейний вихід: 2 шт;
- живлення: до 230 В;
- резервне джерело живлення: АКБ, 7 А∙год;
- клавіатура: інтегрована, можна підключити додаткову;
- потужність споживання: до 15 Вт.
Контролер можна встановлювати у будь-яких приміщеннях, де
підтримується температура повітря в межах -10…+50 °С. Він оснащений
інтерфейсом для підключення зовнішніх пристроїв зчитування (Touch
Memory) та незалежним журналом з пам'яттю на 1024 події.
У разі відключення електрики він переходить на альтернативне
джерело живлення. Час перемикання – не більше 10 сек. Як резерв
використовується тяговий свинцево-кислотний акумулятор збільшеної
ємності. Програмувати модуль можна як із вбудованої клавіатури, так і з
комп'ютера (для цього у пристрої є USB-роз'єм).
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
Рисунок 11.1 – Прилад приймально-контрольний пожежний «СПЕКТРА-6»
Фірма-виробник пожежної сигналізації та сповіщувачів до неї,
рекомендує встановлювати один датчик на кожні 4 м2 площі приміщення з
чергуванням типу датчиків та один ручний датчик біля входу в приміщення.
Чергування датчиків необхідно для можливості виявлення всіх можливих
типів пожеж.
Науково-технічний відділ має площу майже 8 м2 , тому необхідно
встановити два датчики ІПД-А (димовий) та ІПТ-А (тепловий) в та один
ручний сповіщувач ІПР-А (біля вхідних дверей на відстані 1,5 м від підлоги).
Також необхідне встановлення зазначених датчиків по всій площі будівлі, в
якій знаходиться відділ.
Рисунок 11.2 – Схема під'єднань шлейфів сигналізації до приймально-
контрольного приладу
Система пожежної сигналізації має в своєму складі телефонний
комутатор, тому необхідно провести налаштування автоматичного виклику
на пульт служби порятунку.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
Адресний тепловий пожежний датчик
KL710А
Призначений для виявлення пожежі і
спрацьовує при швидкому збільшенні
температури або досяг-
ненні нею певного порогу.
Адресний димовий оптичний датчик
KL731AB
З двома вбудованими світлодіод-ними
індикаторами, з механізмом, що
запобігає несанкціонованому
вимкненню.
- змінна оптична камера;
- захист пожежного датчика від пилу і
комах;
- повна самодіагностика.
Ручний датчик без світлодіодної
індикації СПР-1 – призначений для
ручного управління сигналом пожежної
тривоги в системах пожежної
сигналізації та пожежогасіння в
приміщенні, що охороняється.
Застосовується для виявлення ранніх
стадій пожежі як всередині приміщень,
так і зовні.
Оповісник світло-звуковий
«Гном-1» – призначений для подачі
аварійних звукових сигналів на різних
об'єктах в приміщеннях і на вулиці.
Разом із звуковим сигналом видає і
світловий сигнал.
Запропонована до встановлення пожежна сигналізація дозволить не
просто виявити пожежу, а подати сигнал тривоги на її початку, вказати точне
місце виникнення небезпечної ситуації, та тип датчика який спрацював. Це
дозволить найбільш точно оцінити план майбутніх дій та прийняти
правильне рішення щодо вирішення надзвичайної ситуації. Також система
пожежної сигналізації може здійснювати автоматичний виклик служби
порятунку.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. ПРАВИЛА УЛАШТУВАННЯ ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК.
Міненерговугілля УКРАЇНИ. Видання офіційне. Київ 2017. 617 с. Режим
доступу до ресурсу: https://art-energetyka.com.ua.
2. ДСТУ EN 50160:2023 (ЕN 50160:2022, IDТ) Національний
стандарт України. Характеристики напруги електропостачання в
електричних мережах загальної призначеності.
3. Шестеренко В.С. Системи електроспоживання та
електропостачання промислових підприємств. Підручник. – Вінниця: Нова
Книга, 2004. – 656 с.
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств. Київ. Мінрегіон. 2016.
5. Електрообладнання енергетичних установок.[Електронний ресурс]:
навіч. Посібник/ М.І. Погожих, А.О. Пак, О.Г. Дьяков, М.А. Чеканов. –
Електрон. Дані. – ХДУХТ, 2019. Режим доступу:
https://elib.hduht.edu.ua/bitstream/123456789/4500/1/2019.1_%D0%BF%D0%BE
%D0%B7.85.pdf.
6. Бурбело, М. Й. Системи електропостачання. Елементи теорії та
приклади розрахунків : навчальний посібник / М. Й. Бурбело, О. О. Бірюков,
Л. М. Мельничук – Вінниця : ВНТУ, 2011. – 204 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. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні
розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних
підстанцій. Настанова.
9. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище.
10. Шкрабець Ф.П. Електропостачання: навч.посіб. М-во освіти і
науки України, Нац. Гірн. ун-т. Дніпропетровськ: НГУ, 2015. 540 с.
11. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у
трифазних системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму
(IEC 60909-0:2001, ITD).
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162
13. Маліновський А.А., Хохулін Б.К. Основи електроенергетики та
електропостачання: підручник. Львів: В-во національного університету
«Львівська політехніка», 2009. 436 с.
14. 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. – Назва з титульного екрана.
15. «Системи електропостачання промислового підприємства
(елементи дипломного проєктування) : навч.посіб. / [Ситник О.О.,
Самойлик О.В., Семко І.Б., Ткаченко В.Ф. ]. – Черкаси : ЧДТУ, 2023. – 180 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21014 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 163