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/5728| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення садово-городнього інвентаря |
| Authors: | Яценко, Ірина В'ячеславівна Зозуля, Ярослав Олегович |
| 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 підприємства з виготовлення садово - городнього інвентаря 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/5728 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ПЗ_Зозуля.pdf Restricted Access | 1.5 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
ЗМІСТ
ВСТУП.................................................................................................................. .......
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ............................................................................ .......
1.1 Характеристика об’єкта проектування.................................................. .......
1.2 Характеристика електроприймачів (ЕП) цеху...................................... .......
1.3 Характеристика цехів об’єкта……………........................................ .......
1.4 Характеристика джерела живлення…………………………………... ……
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ.................................... .......
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП............................... .......
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів.......................................................... .......
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем........................................................................... .......
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції.................................................................................................. .......
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання……………………………………………………... ……
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій………………………………………………………………. ……
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху………. ……
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства………… ……
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)…………………. ……
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ…………………………………….. .......
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства……………… ……
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі………………………………. ……
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП……………………. ……
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………………….. ……
4.1 Вибір трансформаторів ГПП………………………………………….. ……
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності................................ .......
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві……………… ……
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ………………………. ……
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі………………………………………………………………….. ……
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж…………………………. ……
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розр об. Зозуля Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Яценко Електропостачання підприємства 3
Реценз. з виготовлення
Н. Контр. Ключка садово-городнього інвентаря ФЕТАМ ЕСЕ-12ск2
Затверд. Ситник
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В………………………………………………………………... ……
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………………………. ……
6.2Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках…………………………………….……………………………. ……
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ…………………………………………………………………… ……
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ……
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП………………….. ……
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………………………….. ……
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН…………………….. ……
7.4 Вибір трансформаторів струму…………………………………….. ……
7.5 Вибір трансформаторів напруги…………………………………….. ……
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………………………... ……
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ................... .......
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху.............. ……
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем.................... ……
8.2.2 Загальні відомості………………………………………………. ……
8.2.2 Розрахунок освітленості……………………………………….. ……
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок………………... ……
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву............... ........
8.3.1Особливості розрахунку цехових електричних мереж……… ........
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту……………………………………………… ……
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги……… ……
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ………… ……
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В........... .......
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ…………………………………………... ……
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ…………………………. ……
8.5 Захист цехових електричних мереж....................................................... ........
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………………………. ........
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………………………. ……
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ –
Експлуатація силових трансф орматорів - експлуатація
трансформаторного масла……………………………………………. ……
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства………………………………………..
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА…………………………………… .......
11 ОХОРОНА ПРАЦІ………………………………………………………… .......
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ............................................................ .......
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства………………………………………..
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
ВСТУП
Раціонально спроектована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії.
Випускна робота бакалавра є завершальним етапом навчання студентів
у вищому навчальному закладі для отримання освітньо-кваліфікаційного
рівня бакалавра і спрямована на систематизацію і розширення теоретичних
знань студентів, розвитку аналітичного й творчого мислення, виконання
розрахунково-графічних робіт, а також на закріплення навичок використання
сучасної обчислювальної техніки.
Електропостачання практично всіх електричних приймачів
здійснюється від об'єднаної електроенергетичної системи держави, яка в
даний час являє собою складни й об'єкт, властивості якого визначаються
безперервністю виробництва, відповідністю генерації і споживання
електричної енергії для кожного моменту часу, та передачею і розподілом із
високими економічними показниками та показниками надійності.
При цьому повинні використовуватися рішення, що потребують
мінімальних витрат кольорових металів.
Тому у роботі використовуються не тільки учбові посібники, а й
нормативна технічна документація, чинні Державні стандарти, сучасна
довідкова література.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1 УМОВИ ПРО ЕКТУВАННЯ
1.1 Характеристика об’ єк та проектування
В випускній бакалаврській роботі буде проектуватись підприємство з
виготовлення садово- го роднього інвентаря. Підприємство спеціалізується
на виготовленні лопат та сапок, пил, ножиць, ножів, секаторів, сучкорізів,
сівалок, культиваторів, тачок садово - будівельних та ін.
Металева частина садово-городнього інструменту виготовляється з
вуглецевої, нержавіючої, інструментальної (борової) сталі, які проходять
загартовування. Інші частини виготовляються з пластику або дерев’яні.
Згідно того, що в технологічному процесі , присутні легкозаймисті
речовини (газ метан, розчинники, лаки, мастило), хімічні речовини (аміак,
травильні розчини, паяльні кислоти), речовини що знаходяться в
високотемпературному стані (сировина до пласт автоматів), є доцільним,
згідно (ПУЕ глава 4.2), віднести підприємство, до першої категорії
енергозабезпечення. При першій категорії енергозабезпечення,
використовується радіальна схема живлення цехів та відповідальних
установок, від головної понижуючої підстанції (ГПП). Живлення
виконується по кабельним лініям, що прокладені під землею, в спеціально
с творених кабельних каналах.
ГПП розташовуємо поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям.
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна розбити
територію підприємства на категорії, що до надійності енергозабезпечення.
Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ (глава 1.2.17 –
1.2.20), до 1-ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку
для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток, пов’язаний із
ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом
складного технологічного процесу. До таких споживачів ми віднесемо:
котельний цех, цех складально монтажний, цех інструментальний,
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
зварювальний, ливарний, термообробки, лиття пластику, насосну.
Тільки ці електроприймачі повинні забезпечуватися живленням від двох
незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання допускається лише
на час автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не приведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До таких об’єктів заводу відносяться: ремонтний цех,
механічний цех, конструкторське бюро, лабораторія, будівля управління, склад. и
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і автоматики в
ж ивильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї і 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування розумно робить не
на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових пунктах, до яких
приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих пунктів здійснюється
від різних підстанцій чи секцій підстанцій, і для переключення застосовується
найпростіша автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл
електричних навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а
не по цехах у цілому.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.2 Характеристика електроприймачів цеху
Проектування електропостачання цеху розглянемо на прикладі
інструментального цеху.
Електричне обладнання цеху розраховане напругу живлення 0,4
кВ і живиться від власної цехової понижуючої трансформаторної
підстанції за радіальною схемою розподілу електроенергії. Обладнання
цеху живиться від цехових РП, що розташовані в безпосередній близькості
від сформованих груп технологічного обладнання.
Габаритні розміри цеху складають (60х60)+(12х36)м, площа
відповідно 4032 м2 .
За класифікація приміщень згідно з ПУЕ [1], приміщення цеху
відноситься до нормальних, тобто – це сухе приміщення з опаленням,
безпечне щодо корозії, пожежі та вибуху.
Живлення зі заводської головної понижуючої підстанції ГПП
напругою 10 кВ подається до цеху, в якому передбачається встановлення
відповідної цехової трансформаторної підстанції ТП, параметри якої
будуть визначено у процесі проектування.
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання в нормальних режимах не використовується.
Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не виникає.
Встановлена потужність, режими роботи, реактивна потужність та інші
характеристики приведено у таблиці 1.1.
Територіальне розміщення основного обладнання цеху приведено на
рисунку 1.1.
В цеху на рівні технологічних зв’язків з здійснюється відповідне
резервування.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
План розміщення електричного обладнання
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання
яких доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5
графічної частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі,
що потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження інструментального
цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 2 17,4 0,73
2 Координатно-пробивний
5 22 0,87
прес
3 Вирубний прес 5 44 0,76
4 Токарний верстат 5 14 0,84
5 Ролерний конвеєр 5 8,5 0,81
6 Маніпулятор 5 5,5 0,83
7 Фрезерний верстат 20 10 0,86
8 Шліфувальний верстат 5 7,3 0,82
9 Монтажні столи 10 3,5 0,8
10 Термопластавтомат 2 64 0,94
11 Гартувальна піч 1 18 0,83
12 Аміачний компресор 2 27 0,88
13 Вентилятор витяжний 3 5 0,85
14 Вентилятор приточний 3 18,8 0,87
Разом 73
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Основні корпуси і підрозділи підприємства з виготовлення
садово - городнього інвентаря:
ливарний цех, котельни й ц ех, інструмента л ьний цех,
зварювальний цех, цех термообробки , складально-
монтажний цех, цех лиття пластику, гальванічний цех, ремонтний та
механічний цехи, конструкторське бюро, парокотельний цех,
заводоуправління.
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна
розбити територію заводу на категорії, що до надійності
енергозабезпечення. Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ [1]
до І - ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати
небезпеку для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток,
зв'язаний з ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи
тривалим розладом складного технологічного процесу. Споживачі першої
категорії знаходяться внаступних цехах заводу: ливарний цех,
котельний цех, інструментальний цех, зварювальний цех,
цех термообробки, складально- монтажний цех, цех лиття пластику,
гальванічний цех.
Вказані електроприймачі будуть забезпечуватися живленням від
двох незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання
допускається лише на час автоматичного включення резерву.
До споживачів ІІ-ї та ІІІ-ї категорії відносяться решта споживачів.
Перерва в роботі цих об’єктів, не приведе до зупинки технологічного
процесу, псуванню обладнання, погіршення екологічного стану чи
виникнення загрози для людського життя.
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії.
1.4 Характеристика джерела живлення
Основним високовольтним обладнанням заводу є 9
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П 3
З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін..) і трансформаторів по пропускної
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності. [1, 2, 3, 5, 6].
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття розрахункове навантаження витікає з визначення
розрахункового струму І , за величиною якого вибирають всі елементи
роз
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const І .
роз
При змінному навантаженні, коли її графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I (t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі,
рівної 3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття
«розрахунковий струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж
максимального нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що
й початкове змінне навантаження I (t) .
Значення І роз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U I pоз cospоз .
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження P аналогічне поняттю
pоз
«розрахунковий максимум» P або «максимального навантаження»
max
I I , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30–хвилиних
max роз
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо
згідно методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх
методів розрахунку.
При визначені електричних навантажень промислового підприємства
враховуюємо ступень (рівень) системи електропостачання, розрахунки на
кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої та
великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності P підприємства. Розрахункова потужність P
pоз pоз
– це така потужність, при якій термін службі елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина P відноситься
pоз
до сукупності вихідних даних на проектування системи
електропостачання.
Розрахунок навантаження підприємства від окремого
електроприймача (ЕП) до підприємства у цілому (на рівні ГПП) виконуємо
нормативною методикою [2]. При цьому у розрахунках використовуються
слідуючи позначення та співвідношення:
- номінальна потужність, Р ;
ном
- паспортна потужність, Рпасп ;
- установлена потужність Р .
у
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу p ;
ном pпасп
2) для електродвигунів, які працюють у повторно–короткочасному
режимі:
p p ,
у ном pпасп ТВ
де ТВ – тривалість включення, що задається у паспорті у відсотках.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностів електроприймачів, що входять у
групу
n n
Qном qном рном tg . (2.1)
1 1
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню К р , за
співвідношенням:
Рроз К p Кв Рном , (2.2)
де К р f Kв , пе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймвчів пе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Згідно [2] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– T 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять
a
розподільчі шинопроводи, пункти, щити. Значення К для таких мереж
р
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або таблиці 2.1;
– T 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів. Для таких випадків значення К для приймають згідно
р
таблиці 2.2;
– T 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою К р 1.
Відмітимо, що добуток К Р є проміжною допоміжною
в ном
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів пе визначаємо за
співвідношенням:
2
п
Pном
п 1
е . (2.3)
п
п р2
ном
1
Величину пе можна також визначати за спрощеним
співвідношенням:
2 pном
пе . (2.4)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.4) число пе буде більше за п ,
тоді слід прийняти n пе . Якщо рном max / pном min 3 , де pном min –
номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді також
приймаємо ne п .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними
kв і знаходимо за формулою
п
кв і рном і
Кв
1 , (2.5)
п
рном і
1
де п – кількість характерних категорій, що входять у дану групу.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження К р
для різних Кв в залежності від пе
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К
р
для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
п
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К
р
на НН цехових трансформаторів і для магістральних
шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
в
п
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 и
более
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Более 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1
в, цеху . (2.6)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.6) співвідношення (2.2) для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху К р Кв, цеху Рном К р Кв, i Рном і . (2.7)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, по підприємству в
цілому розраховується за співвідношенням
Qроз цеху К р Кв Рном tg Рроз цеху tg . (2.8)
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S P2 Q2 (2.9)
роз роз роз
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні
місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) –
(2.9) та графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункової активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [2].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової
потужності не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи
ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується
у графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
р 3 р ; q ,
ном ном о ном 3 qном о
де р , q – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
ном о ном о
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він
враховується як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (тельфер) Рном,1 .
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок навантажень 0,4 кВ окремих цехів виконуємо за методом
приведених коефіцієнтів. Вихідними даними є номінальна потужність
окремих електроприймачів (ЕП), їх кількість та коефіцієнт потужності. Для
характерних груп електроприймачів визначаємо коефіцієнт використання [2,3].
Визначаємо у якості прикладу величини розрахункового активного та
реактивного навантаження для групи електроприймачів, напругою 380 В, цеху
з виготовлення фурні.т ури виробничо технічного призначення.
Визначимо загальну номінальну потужність ЕП групи (на прикладі однієї
групи) за виразом
Р =Р .
ном.і спож.і n;
де Рспож.і – встановлена потужність одного електроприймача, кВт;
n – кількість електроприймачів в групі, шт.
Р .
ном(Тельфер) =17,4 2=34,8 кВт.
Визначимо величину проміжного активного навантаження (на прикладі
однієї групи ЕП) за найбільш навантажену зміну згідно виразу
Рпр.і к в.і Рном.і,
де кві – коефіцієнт використання активної потужності групи ЕП;
Рном.і – номінальна потужність однієї групи ЕП, кВт;
Р .
пр(Тельфер)=0,4 34,8=13,9 кВт.
Визначимо проміжне реактивне навантаження Qпр.і (на прикладі однієї
групи ЕП) за найбільш навантажену зміну згідно виразу
Qпр.і к в.і Рном.і tgφ і ,
де tgφ - коефіцієнт потужності електроприймача;
Q . .
пр(Тельфер)=0,4 34,8 0,94=13 квар.
Результати розрахунку заносимо до розрахункової таблиці 2.3
Згідно сумарних даних розрахункової таблиці 2.3 (ΣРрп, ΣQпр, ΣРном)
в изначимо наступні розрахункові дані:
Розрахункове активне навантаження знаходимо за виразом
Рр=К .
р ΣРпр,
де Кр – коефіцієнт розрахункової потужності, визначається згідно [1] в
залежності від групового коефіцієнта використання і ефективного числа ЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Р =1,06.
р 709,1 =751,6 кВт
Груповий коефіцієнт використання Кв визначаємо за виразом
ΣР
К пр
в ,
ΣРном
709,1
Кв 0, 68 %.
1047,7
Для визначення ефективного числа ЕП, виконаємо розрахунок
співвідношення
Р
m ном.і max 3,
Рном.і min
де Рном.і max і Рном.і min – номінальна потужність найбільшого та найменшого
електроприймача у групі, кВт.
Р
m ном.(Термопластавтомат) ;
Рном.(Монтажні столи) .
m 6 4 18,3 3
3,5
Так як m>3, то ефективне число ЕП згідно [2]визначаэмо за виразом
2 (
n Р
ном )
e ,
Рном.і max
n 2 1 0 4 7 , 7e 32,7 шт.
64
Розрахункове реактивне навантаження знаходимо за виразом
Q =к .
р м.р ΣQпр,
де км.р – коефіцієнт максимуму реактивного навантаження, який згідно [2],
при nе>10 км.р=1,0.
Q =1.
р 470,9=470,9 квар.
Визначимо повну потужність цеху, згідно виразу
S P2 Q2
p p p ,
S 751,6 2p 470,9 2 886,9 кВА.
Розрахунок виконано на прикладі одного із цехів заводу. Розрахунок
електричних навантажень інших цехів заводу виконуємо аналогічно.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається
рівної потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази. [2, 6]
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Р (кВт)
ном у
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Р або ,
ном, у 3 Рном.max ф Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп
де Р – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
ном. max ф
S – паспортна потужність,
пасп кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Р при кількості електроприймачів від
ном у
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф .
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з
використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
P(a) К ;
в Рав (ав)а Кв Рac (аc)а Кв Рао
Q К Р q ,
(a) в ав (ав)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао
де P P – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
aв, ac
фазами ав і ас;
P , Q – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним
ao ao
та нульовим проводами);
, , q , q – коефіцієнти зведення навантажень, що
(ав)а (ас)а (ав)а (ас)а
включені на лінійну напругу до фази а;
К
в , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в
і с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) . (2.10)
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
, , 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(ав)а, (вс)в (са)с
, , –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
(ав)в, (вс)с (са)а
q , q 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29
(ав)а, (вс)в , q(са)с
q , q , q 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
(ав)в, (вс)с (са)а
Враховуючи те, що однофазне обладнання в нормальних режимах в
цеху не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не
здійснюємо.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень
від освітлювальних систем
Приміщення, електропостачання якого проектується і нструментальний. цех.
Приміщення цеху відноситься до категорії пожежобезпеки «Г».
В відповідності до категорій пожежозахисту, згідно ПУЕ глава 6.5,
пр иміщення ми будемо обирати тип світильників, їх висоту підвісу, та
ро зташування в робочій зоні цеху.
Цех складається з двох будівель, а тому його геометричні розміри ми
ви значаємо наступним чином: ((60×60)+(12×36));(S=4032 м2 (площа)).
Для освітлення приміщення цеху ми використаємо світильники марки
УП Д з лампами типу ДРЛ. Світильники розташовуємо на кронштейнах під
сте лею вздовж довшої сторони будівлі цеху.
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження приміщеня цеху.
Дл я початку визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о.
згі дно виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [7];
S – площа приміщення, м2;
Рм.о. 0,95 9,78 4032 37500 Вт,
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
ви значається за формулою
Е к
рп.о.ф Р ф з.ф
п.о.табл к ,
100 к р
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт , лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення.
рп.о.ф 14,6 200 1,8
0,3 9,78 Вт/м2.
100 1,6
Арк.
3
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення
при міщення цеху визначаємо за виразом
Qм.о Рм.о tgφо ,
де t gφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о.1 37,5 0, 2 7,5 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
зав оду виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення заводу
вик онано від силового трансформатора, що живить будівлю управління
зав оду.
Рез ультати розрахунків зводимо до таблиці 2.4
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0.4 кВ
цехової підстанції
Визначемо сумарну активну та реактивну потужність розглядаємого нами
цеху за виразами
Рсум=Рр+Рм.о∑,
Рсум=751,6 +37,5=789,1 кВт;
Qсум=Qр+Qмо∑,
Qсум=470,9+ 7,5 =478,4квар;
S К Р 2 Q 2
сум см сум сум ,
де Ксм – коефіцієнт суміщення максимумів навантаження, Ксм=0,95.
Sс у м 0,95 789,12 478,4 2 876,7 кВА,
Аналогічно розраховуємо сумарні потужності інших груп електро-
споживачів заводу. Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
Максимальне навантаження на вищих рівнях системи електропостачання
підприємства визначаємо шляхом додавання максимальних навантажень
окремих груп електроприймачів, що живляться від вузла мережі (ТП або РП),
яка розглядається, з врахуванням втрат потужності в цехових
трансформаторах.
З агальну, приблизну потужність заводу визначимо користуючись
сумарними розрахунковими даними таблиці 2.4, за виразом
S (Р 2 2
пр сум ) (Qсум ) ,
2 2
Sп р 6501,9 3969,7 7618 кВА.
Р езультати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій (ГПП, ТП) на
території заводу (цеху) – одне з важливих питань при побудові
раціональної системи електропостачання.
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи. Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих
підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на
вибір місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо
точні методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці
приблизно 510 % ). [2].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати
ЦЕН ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При
цьому у якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися
i і
розрахункове значення потужності (активної і реактивної відповідно), що
отримано у попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у
випадку окремих електроприймачів − номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП. Вихідні дані, проміжні величини та результати
розрахунку представляють у вигляді відповідної таблиці.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН
реактивного навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі,
знайдені координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу
вибору місця розташування ГПП. В цьому випадку координати
змінюються в часі в межах зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу
розраховуються за відомими методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху
високовольтних двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також
попередньо обраний спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
При проектуванні для рішення питання про розміщення на території
підприємства підстанцій на генеральний план підприємства, наноситься
картограма електричних навантажень, яка являє собою ряд кіл у центрах
навантаження окремих будівель, цехів та споруд. [2, 5, 7].
Радіус розрахункового кола визначається за виразом:
P
r м.і
i ,
π m
де Рм.i – максимальне сумарне електричне навантаження цеху, кВт;
m – масштаб, кВт/мм2; приймається згідно найбільш потужного цеху
заводу.
ri
9 8 7 43,6 мм.
3,14 165
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 P
α м.с
с.н ,
Pсум.і
α 360 751,6
с.н 343;
789,1
360 P
α м.о.і
о.н ,
Pсум.і
α 360 37,5
о.н 17;
800,3
де і – величина сектору у градусах.
Аналогічно знаходимо навантажувальні координати інших цехів і споруд;
результати розрахунків заносимо до таблиці 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Теоретичний центр електричних навантажень визначаємо як точку з
відповідними координатами:
n
(Pм.i xi )
Х i1
n
Pсум.i
i1
n
(Pм.i yi )
Y i1
n ;
Pсум.i
i1
де Х; Y – координати центру електричних навантажень по об’єкту, м;
хі, уі– координати навантаження об’єкту, м;
Рм.і – максимальне навантаження цеху, кВт.
(570,6 50) (926,6 140) (948,3 330) (543,9 40)
(789,1 130) ( 597 340) (242,5 420) (896,9 90) (987 330)
Х 202 м
6501,9
(570,6 270) (926,6 270) (948,3 270) (543,9 180)
Y ( 7 8 9 , 1 1 8 0 ) ( 5 9 7 1 8 0 ) ( 2 4 2 , 5 1 8 0 ) ( 8 9 6 , 9 8 0 ) ( 9 8 7 1 1 0 ) 191 м
6501,9
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встановлюємо головну понижуючу підстанц ію.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн
. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір місця розташування цехової ТП
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання. [ 2, 6, 7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний
метод (погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
п
Рроз х
i i
Х ЦЕН i1
п
Рроз i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
п
Рроз у
i i
УЦЕН i1
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз х
i i
Х ЦЕН i1
п
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН
п
Qроз i
i1
де P і Q – номінальна активна і реактивна потужності
роз і роз і
електроприймачів, xi , yi – координати відповідного споживача.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), виконуємо за допомогою
електронних таблиць Excel. Для кожного споживача заносимо його
встановлену потужність та координати у відповідні стовбці таблиці 2.6.
Координати ЦЕН заносимо у таблицю 2.6 після того, як буде внесено
останній споживач.
Таблиця 2.6 – Розрахунок центру електричних навантажень
Pi, Xi, Y ,
P ∙X i
i i Pi∙Yi Х
кВт м м цен Yцен
Найменування
Тельфер 17,4 3,79 65,9 59 1026,6
Тельфер 17,4 57 991,8 7,5 130,5
Координатно-
22 7,6 167,2 52,5 1155
пробивний прес
Координатно-
22 19 418 52,5 1155
пробивний прес
Координатно-
22 30,3 667 52,5 1155
пробивний прес
Координатно-
22 39,8 875,6 52,5 1155
пробивний прес
Координатно-
22 49,3 1084,6 52,5 1155
пробивний прес
Вирубний прес 44 7,6 334,4 46,9 2063,9
Вирубний прес 44 19 836 46,9 2063,9
Вирубний прес 44 30,3 1333,2 46,9 2063,9
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вирубний прес 44 39,8 1751,2 46,9 2063,9
Вирубний прес 44 49,3 2169,2 46,9 2063,9
Токарний верстат 14 7,6 106,4 39,4 551,6
Токарний верстат 14 19 266 39,4 551,6
Токарний верстат 14 30,3 424,2 39,4 551,6
Токарний верстат 14 39,8 557,2 39,4 551,6
Токарний верстат 14 49,3 690,2 39,4 551,6
Ролерний конвеєр 8,5 7,6 64,6 37,5 318,8
Ролерний конвеєр 8,5 19 161,5 37,5 318,8
Ролерний конвеєр 8,5 30,3 257,6 37,5 318,8
Ролерний конвеєр 8,5 39,8 338,3 37,5 318,8
Ролерний конвеєр 8,5 49,3 419,1 37,5 318,8
Маніпулятор 5,5 9,5 52,3 32 176
Маніпулятор 5,5 19 104,5 32 176
Маніпулятор 5,5 29,6 162,8 32 176
Маніпулятор 5,5 39,8 218,9 32 176
Маніпулятор 5,5 49,3 271,2 32 176
Фрезерний верстат 10 7,6 76 33 330
Фрезерний верстат 10 11,4 114 33 330
Фрезерний верстат 10 17,1 171 33 330
Фрезерний верстат 10 20,8 208 33 330
Фрезерний верстат 10 28,4 284 33 330
Фрезерний верстат 10 32,2 322 33 330
Фрезерний верстат 10 37,9 379 33 330
Фрезерний верстат 10 41,7 417 33 330
Фрезерний верстат 10 47,4 474 33 330
Фрезерний верстат 10 51,2 512 33 330
Фрезерний верстат 10 7,6 76 31 310
Фрезерний верстат 10 11,4 114 31 310
Фрезерний верстат 10 17,1 171 31 310
Фрезерний верстат 10 20,8 208 31 310
Фрезерний верстат 10 28,4 284 31 310
Фрезерний верстат 10 32,2 322 31 310
Фрезерний верстат 10 37,9 379 31 310
Фрезерний верстат 10 41,7 417 31 310
Фрезерний верстат 10 47,4 474 31 310
Фрезерний верстат 10 51,2 512 31 310
Шліфувальний верстат 7,3 11,4 83,2 26,3 192
Шліфувальний верстат 7,3 20,8 151,8 26,3 192
Шліфувальний верстат 7,3 32,2 235,1 26,3 192
Шліфувальний верстат 7,3 41,7 304,4 26,3 192
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Шліфувальний верстат 7,3 51,2 373,8 26,3 192
Монтажні столи 3,5 7,6 26,6 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 7,6 26,6 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 17,1 60 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 17,1 60 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 28,4 99,4 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 28,4 99,4 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 37,9 132,7 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 37,9 132,7 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 47,4 165,8 24,4 85,4
Монтажні столи 3,5 47,4 165,8 24,4 85,4
Термопластавтомат 64 3,8 243,2 18,8 1200
Термопластавтомат 64 15,2 970,2 18,8 1200
Гартквальна піч 18 61 1092 26,3 472,5
Аміачний компресор 27 66,3 1790 3,75 101,3
Аміачний компресор 27 70,1 1893 3,75 101,3
Вентилятор витяжний 5 17 85 3,75 18,75
Вентилятор витяжний 5 19,1 95,5 3,75 18,75
Вентилятор витяжний 5 21,2 106 3,75 18,75
Вентилятор приточний 18,8 20,8 391 3,75 70,5
Вентилятор приточний 18,8 22,7 426,8 3,75 70,5
Вентилятор приточний 18,8 24,6 462,3 3,75 70,5
30781 34146 32,4 35,2
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс
у тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в
місцях концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено
високовольтні двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН складають:
Х ЦЕН 32,4 м ; YЦЕН 35,2 м.
На плані цеху (рисунок 2.3) вказано місця знаходження
теоретичного центру електричних навантажень. З урахуванням
розрахованих координат обираємо місця розташування цехової
трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або
у випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, щоб не створювати
перешкод виробничому процесу, виконання вимог електричної та
пожежної безпеки, а також необхідність зміщення ТП в бік найбільш
потужних електроприймачів, обираємо місце встановлення цехову КТП
ближче до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів у лівому
куту на території цеху (рисунок 2.3).
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження. [2, 6, 7].
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встановлюємо головну понижуючу підстанцію
(ГПП).
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
З урахуванням приведених вище вимог, щоб не створювати
перешкод виробничому процесу, виконання вимог електричної та
пожежної безпеки, а також необхід ність зміщення ТП в бік найбільш
потужних електроприймачів, обираєм о місце встановлення цехову КТП
ближче до розрахованого ЦЕН та най більш потужних споживачів у лівому
куту на території цеху (рисунок 2.3).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції
(ГПП), підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II
категорії, які необхідні для функціонування основних виробництв. [ 1 ].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величини, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнюваних варіантів.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми
РУВН «схема 35-9А» та «схема 110-3Н». [1, 2, 10].
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.1 – Схема РУВН ―35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.2 – Схема РУВН ―110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання
району чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж. Для
обраної схеми, використовуючи її особливості, переваги і недоліки,
наводяться основні вимоги по роботі схеми у нормальному і
післяаварійному режимах при відключених кількох приєднаннях з
урахуванням допустимого навантаження обладнання, що залишається в
роботі.
Далі оцінюється спроможність схеми РУВН забезпечувати необхідну
надійність роботи РУ, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на
окремих елементах схеми без відключення приєднань або з відключенням
приєднань.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вказується, яким чином забезпечується виконання вимог щодо
забезпечення необхідної надійності роботи РУ, виходячи з умов
електропостачання споживачів відповідно до категорій електроприймачів і
транзитних перетоків потужності по міжсистемним і магістральним
зв’язкам.
Попередньо визначається, якого типу (відкритого чи закритого і
чому) буде РУ.
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії.
Основним високовольтним обладнанням заводу є 9
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і
автоматики в живильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування є питома
вага електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження
І-ї та ІІ-ї категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати,
починаючи з вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага
електроприймачів І-ї категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення
за допомогою резервних перемичок невеликої потужності. Іноді таке
резервування розумно робить не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а
на цехових силових пунктах, до яких приєднані електроприймачі І-ї
категорії. Живлення цих пунктів здійснюється від різних підстанцій чи
секцій підстанцій, і для переключення застосовується найпростіша
автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл електричних
навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а не по
цехах у цілому. [1].
Не відповідальні споживачі третьої категорії живляться лише від
одного із вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці,
на низькій стороні 0,4 кВ.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують
при забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично
допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями. Переріз, що відповідає
таким вимогам, визначається згідно ПУЕ. [1].
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною
густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за
умовами утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути
перевірені, при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном
РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП. [1, 2].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий
струм післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів
і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі,
за її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у
залежності від напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Система живлячої мережі (зовнішнього електропостачання) включає
систему електропостачання від джерела живлення (районної підстанції) до
підприємства. Основними умовами проектування раціональної системи
зовнішнього електропостачання є надійність, економічність та якість
електроенергії мережі [1, 6 ].
Напругу мережі зовнішнього електропостачання (до території
підприємства) визначаємо згідно технічних умов енергосистеми на
підключення і залежить від потужності підприємства, його віддаленості від
джерела живлення, наявності об’єктів з різко змінним характером
навантаження, напруги і резервних потужностей останніх, перспектив
розвитку мереж енергосистеми і промислових підприємств у даному районі.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу [6]. У цьому випадку
ми не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив'язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
- від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням наявності
на районної понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на порівнюваних
напругах;
- від РПС з установкою на ній трансформаторів чи автотрансформаторів.
При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат за коефіцієнтом,
S
обумовленому як відношення p 4,
Sn
де Sn - потужність трансформаторів на головній понижуючій підстанції
промислового підприємства (для даного типу підприємств номінальна
потужність трансформаторів ГРП складає Sn=10 МВА);
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sp - потужність трансформаторів на РПС ( для нашого енергетичного
регіону на РПС, зазвичай використовують автотрансформатори типу
АТДЦТН-200000/220/110, з потужністю первинної обмотки
Sном(ВН)=200 МВА, а вторинної обмотки Sном(НН)=100 МВА.
Витрати на електропостачання промислового підприємства до РПС,
наприклад, на лінії електропередачі між районними підстанціями, враховувати
недоцільно, тому що пайова участь підприємства в цих витратах незначна й у
різних варіантах вони практично однакові.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені ГОСТ напруги: 35, 110, 220 і 330 кВ, за
винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської і промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35-110 кВ і 1,62 для ПЛ 220-
330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
ми приймаємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГРП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано по силовій
повітряній лінії 110 кВ, від РПС до ГПП підприємства, за допомогою
повітряної лінії, що в свою чергу прокладена на сталевих опорах типу П110-1,
з габаритним прольотом 380 м.
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
ΔР тр 0,02 ΣSпр ,
ΔQ тр 0,1 ΣSпр .
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
ΔР т р 0,02 7618 152,4 кВт;
ΔQ т р 0,1 7618 761,8 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S (ΣР ΔР )2
розр м тр (ΣQм ΔQ 2
тр );
Sр о з р (6501,9 152,4) 2 (3969,7 761,8) 2 8165 кВА
Для живлення нашої ГПП, згідно ПУЕ глава 2.5, використовуємо
високовольтну повітряну лінію напругою 110 кВ.
Переріз мережі живлення ГПП вибираємо за допустимим струмом
навантаження в нормальному режимі роботи.
Розрахунковий струм живлячої лінії визначаємо згідно виразу
S
І розр
мах ;
3 Uн
І м
8
ах 1 6 5 42,9 А.
3 110
Значення перерізу лінії живлення вибираємо згідно [6] в залежності від
виду виконання мережі і матеріалу, температури середовища.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
після аварійного режиму згідно умови
2 Імах к к доп Ідоп ;
де Ідоп – допустимий струм обраного стандартного перетину, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища 4;
кдоп– допустиме короткочасне перевантаження,;
2. 42,9<1.1,25.265
Згідно [6], що до мінімальної площини перерізу проводу, яка здатна
витримати ожеледь, в зимову пору року, та утворення на проводах лідяної
корони, ми приймаємо сталеалюмінієвий провід з перерізом S=70 мм2, марки
АС-70, який розраховано на допустимий струм Ідоп=265 А, напругою 110 кВ.
Ви браний нами провід повністю відповідає усім умовам і режимам
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
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, 2, 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: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж,
що містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних,
значення кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен
виконуватися з урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий
(менше 2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії
U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити,
відповідно, вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 U jU//
ф ф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U e j
ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U U/ 2 // 2
ф2 ф) (Uф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
ф
arctg . (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має вид
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній
складовій U/ . Тоді втрати напруги U приблизно визначається за
формулою
P R Q X P R Q X
U U/ 3 (Ia R I X) і і і і
p ,
Uі Uном
(3.12)
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км
Dcp
X0 0,144 lg 0,0157 Х/ / /
0 Х0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову
розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто
F F
r 1,151,20 cт
пр . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
Ia
і ; Ip
і (3.18)
3 Uі 3 Uі
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за
співвідношеннями (3.5) – (3.18), можна зробити висновок, що згідно
проведених розрахунків параметри провідника забезпечують передачу
необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП згідно вимог ПУЕ глава 1.4, повинні забезпечити
надійне електропостачання в нормальному, аварійному і після аварійному
режимі. Для цього приймаємо для живлення нашого заводу два силові масляні
трансформатори однакової потужності. Потужність трансформатора
вибираємо таким чином, щоб при відключенні одного з трансформаторів
інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ, якими
передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у після
аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не більше 6
годин протягом не більше 5 діб. [ 1, 11, 12].
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
ΔР тр 0,02 ΣSпр ,
ΔQ тр 0,1 ΣSпр .
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
ΔР т р 0,02 7618 152,4 кВт;
ΔQ т р 0,1 7618 761,8 квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Sрозр (ΣРм ΔРтр )2 (ΣQм ΔQ 2
тр );
Sр о з р (6501,9 152,4) 2 (3969,7 761,8) 2 8165 кВА
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S розр
тр ;
2 0, 7
Sт р
81
6 5 5832,1 кВА.
2 0, 7
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
По отриманому значенню потужності вибираємо найбільш доцільну
номінальну потужність трансформатора Sн.тр=6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після
аварійному режимі ( аварійне відключення одного з двох трансформаторів )
використовуємо упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об’єкта, згідно чого робимо
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1)
8158
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП.
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
(S2
i Δt i )
К 1
1i
1 ;
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному т-ра;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((3,11 1) (2,33 1) (2,33 2) (3,11 1) (5, 6 1)
1 (5, 45 3) (4, 67 3) (4, 67 3) (3,89 1) (3,11 1))
К1 0, 65 МВА
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt
1 i )
К ` 1i
2 ;
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
К` 6,3 ((7, 01 2) (6, 23 2) (7, 79 3))
2 0, 42 МВА.
(2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К розр
2 ,
Sн.тр
К ``2
0 , 9 8 1 6 5 1,17
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
допомогою таблиць [8] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
К2доп≥К2``
1,4≥1,17
На основі розрахунків приймаємо номінальну потужність трансформатора
Sн.тр=6300 кВА; марки ТМН 6300/110 з напругами ВВ=115 кВ ; НВ=11 кВ.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів
з врахуванням компенсації реактивної потужності
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності:
Вибираємо економічне оптимальне число цехових трансформаторів Nте..
та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначаємо мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sн.тр , що призначені для живлення низько вольтових споживачів
напругою 0,4 кВ:
P
N м
min ΔN;
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне наванта ження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
N 7min 8 9 , 1 0,33 2 шт
0,75 630
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за виразом
QmaxT (N е к з.ф S 2 2
н.тр) - Рм ;
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к м
з.ф ;
N e Sн.тр
к з .ф
8 7 6 , 7 0,7 %
2 630
Q m a x T (2 0,7 630)-2 789,1 2 394 квар
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
Q H K 1 478,4- 394 84,4 (квар),
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначаємо за виразом:
QHK2 Q _ _
м0,38 QHK1 γ N е Sн.тр ;
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [2].
Q H K 2 478,4 _ 84,4 _ (0,18 2 630) 167,2 квар
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKΣ QHK1 QHK2 .
QНКΣ=84,4+167,2=251,6 квар
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо згідно ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки марки
УКБН-0,38-135- Т3 потужністю Qкку=135 квар і напругою живлення
U=0,4 кВ, кожна.
Розрахунок вибору кількості та потужності силових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності, приводимо на прикладі
цеху з виготовлення кухонних ножів.
Аналогічно виконується вибір інших цехових трансформаторів та
конденсаторних батарей. Результати розрахунків зводимо в таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану
розвитку даного району з урахуванням балансу реактивної потужності,
виходячи із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм
кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50160.
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [1, 10 , 11, 12].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів. [13, 14].
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором
інших основних елементів системи електропостачання підприємства з
урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір
виконують на основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а
також КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід
застосовувати двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів
регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв
різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише
в тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною
завдання електропостачання підприємства. Компенсація реактивної
потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах
промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат
електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10, 1 1, 12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з
потужністю, що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на
кількість секцій шин підстанції, що проектується.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними
є максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужність, що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм ΔQ _ _
тр Q ек ΣQнкф ;
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми [7];
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, (квар).
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Q ек 0,92 3969, 7 761,8 147,5 1566 2700 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по
мінімуму приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт. [1, 2, 17].
При виборі і обґрунтуванні схеми слід привести всі фактори, які
впливають на вибір (у тому числі, надійності і зручності експлуатації,
розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
перспективу розвитку мережі тощо).
Вказується, у якої мірі вони враховані і чому
Вказується, за якою схемою здійснюється внутрішньозаводський
розподіл електроенергії (наприклад, магістральною) і чому.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну
схему розподілення електроенергії на підприємстві.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
виконується по радіальній схемі розподілу електроенергії, в залежності від
територіального розміщення навантажень, їхнього значення, необхідної
ступеня надійності живлення й інших характерних рис проектованого
підприємства.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів, ми звернемо
увагу на обладнання, яке викорустовується у виробничому процесі з.а воду.
В нашому випадку до відповідальних споживачів відносяться: котельний цех,
цех інструментів для різьбових з"єднань, для роботи з трубами, цех домкратів
і циліндрів, цех поршнів, цех ріжучих інструментів, ливарний цех, цех знімачів.
Зважаючи на те, що усі інші цехи підприємства в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх
виконується також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з
резервуванням на стороні 0,4 кВ. Прокладення кабельних ліній виконано в
спеціально створених підземних кабельних каналах, за схемою глибокого
вводу.
Споживачі першої та другої категорії як, згідно ПУЕ (глава 1.2.17),
правило живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це, до кожної трансформаторної підстанції
підведено по діві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні ми враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції і розподіляємо їх живлення, від
того чи іншого вводів ГПП, в залежності від їх навантаження та ступеню
резервування. Резервування споживачів, що живляться від
однотрансформаторних, як правило виконується від більш потужного джерела
живлення (0,4 кВ), за допомогою резервної перетинки.
Обрана схема розподілу електроенергії є хоч і не економічно вигідною,
але має значні переваги перед магістральною схемою розподілу. До таких
переваг ми віднесемо перевагу резервування, легкість ремонту, та
обслуговування без втручання в енергопостачання інших цехів, здатність
обезструмлювати окремі цехи не зупиняючи виробництво на підприємстві.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Також суттєвим рішенням при виборі радіальної схеми розподілу
електроенергії є невелика територіальна площина підприємства, та
сконцентрованість розташування основних виробничих цехів.
5.2 Розрахунок ліній електропередач
Перетин жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та після аварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ΔР т та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рм 0,4 ΔР т Рм0,4 0,02 Sн.тр ;
Qм10 Qм0,4 ΔQ т Qм0,4 0,1 Sн.тр ;
де Рм0,4 ; Qм 0,4 – розрахункові навантаження ТП-5 на стороні 0,4 кВ
Р .
м10=789,1+0,02 630=801,7 кВт;
QМ10=478,4+0,1. 630=541,4 квар.
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.1 – Розрахункові данні повної потужності споживачів
Р , Q , Sн.тр , Р , Q ,
Позиція м м м10 м
кВт квар кВА кВт квар
ТП-1 570,6 317,2 1000 590,6 417,2
ТП-2 926,6 557,5 1000 946,6 657,5
ТП-3 948,3 562,6 1000 968,3 662,6
ТП-4 543,9 361 400 551,9 401
ТП-5 789, 1 478,4 630 801,7 541,4
ТП-6 597 354,9
630 609,6 417,9
ТП-7 242,5 163,7 400 250,5 203,7
ТП-8 896, 9 569,2 1000 916,9 669,2
ТП-9 987 605,2 1000 1007 705,2
Розрахункову п отужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і ро зрахункових потужностей по виразу
z 2 z 2
S
Л Р м10
Qм10 ,
i1 і1
де Рм і Qм – відповід но розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з транс форматорів, що живиться від цієї лінії;
z – кількість трансформаторів в лінії.
Розрахуємо потужність лінії, що живить трансформаторну
підстанцію ТП-5
SЛ ( Г П П Т П 5 ) 801,7 2 541,4 2 967,4 кВА.
Розрахунковий струм в нормальному режимі визначаємо як
S
I Л
Л ,
3 Uн
I Л ( Г
967,4
ПП Т П 5 ) 55,9 А.
3 10
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильну
алюмінієву кабельну лінію в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×35),
Ідоп.л=115 А.
Виконаємо перевірку кабелю на допустимий струм в післяаварійному
режимі роботи за співвідношенням
2 Iл Iдоп К1K 2 К3 ;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря в
середовищі яких прокладено кабель;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно;
К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
2 55,9 115 1,04 0,87 1,25 130
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 Іл L(r0 cos φ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU 3 55,9 0,15 (1,1 0,77 0,068 0,63) 13,2 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка I ,
кабелю SЛ, кВА Lкл, IЛ, доп
м А А Прийнята F, мм2
ГПП-ТП1 723, 1 230 41,8 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 1152,5 60 66,6 140 АСБГ(3×50)
ГПП -ТП3 1173,3 180 67,8 140 АСБГ(3×50)
ГПП -ТП4 682, 2 180 39,4 75 АСБГ(3×16)
ГПП -ТП5 967,4 150 55,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП -ТП6 739,1 160 42,7 90 АСБГ(3×25)
ГПП -ТП7 322,8 300 18,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП -ТП8 1135,1 220 65,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП -ТП9 1229, 4 230 71, 1 140 АСБГ(3×50)
ГПП-БСК10 1350 10 78 140 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К5 К2
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-5 ТП-4 ТП-3
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку
струмів к.з. у високовольтній мережі
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі опори
схеми заміщення приводяться до базисних умов.[ 11,12]
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б ,
3 Uб
I 100
б1 0,5 ,
3 115
I 100
б1 5,5.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
Х 100
*с 0,063 .
1600
– повітряної лінії 110, кВ
S
R r l б
*л 0л л ,
U 2
б1
R 100
*л 0,38 50 0,144;
1152
S
X x l б
*л 0л л ,
U2
б1
Х 100
*л 0,06 50 0,023.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Х 10,5 100
тр 1,66.
100 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х2
сум(К1) R 2
сум(К1)
І 0,5
кз(К1) 2,99 ;
0,0852 0,1442
Х сум(К1) Х с Хпл ,
Х сум(К1) 0,063 0,023 0,085;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,144
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
3,14( сум(К1) )
к 1 е Хсум(К1)
уд(К1) ,
3,14( 0,144 )
к 1 2,718 0,085
уд(К1) 1,07.
і уд(К1) 2 2,99 1,07 4,7.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2
сум(К2) R 2
сум(К2)
І 5,5
кз(К2) 3,13;
1,7522 0,1442
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Х сум(К2) Х с Хпл Х тр ,
Х сум(К2) 0,063 0,023 1,66 1,752 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,144
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,13 1 4,6
Rсум(К2)
3,14( )
к уд(К2) 1 е Хсум(К2) ,
3,14(0,144
)
к уд(К2) 1 2,718 1,752 1.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х2 2
сум(К3) R сум(К3)
І 5,5
кз(К3) 2,2;
1,822 1,682
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Х сум(К3) 0,063 0,023 1,66 0,072 1,82;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,144 1,54 1,68
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,2 1,04 3,23
R
3,14( сум(К3) )
к уд(К3) 1 е Хсум(К3) ,
3,14(1,68
)
к уд(К3) 1 2,718 1,82 1,04.
Арк.
Ч ДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
В точці К4
І
І б2
кз(К4)
Х 2
сум(К4) R 2
сум(К4)
І 5,5
кз(К4) 1,75 ;
1,8362 2,542
Х сум(К4) Х с Хпл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,063 0,023 1,66 0,084 1,836 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,144 2,4 2,54
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 1,75 1,06 2,6
Rсум(К4)
3,14( )
к 1 е Хсум(К4)
уд(К4) ,
3,14(2,54)
к уд(К4) 1 2,718 1,83 1,06
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
І 5,5
кз(К5) 2,7 ;
1,8182 0,9132
Х сум(К5) Х с Х пл Х тр Х л3 ,
Х сум(К5) 0,063 0,023 1,66 0,066 1,818;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,144 0,769 0,913
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,7 1,02 3,87
R
3,14( сум(К5)
)
к уд(К5) 1 е Хсум(К5) ,
0,913
3,14( )
к 1,818
уд(К5) 1 2,718 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,085 0,144 0,17 2,99 4,7
К2 1,752 0,144 1,76 3,13 4,6
К3 1,824 1,684 2,48 2,22 3,23
К4 1,836 2,544 3,14 1,75 2,6
К5 1,818 0,913 2,03 2,7 3,87
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 1.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 1.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях. [ 1, 17, 18, 19].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
х л0 3,5 0,023 0,08
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 1.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 1.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом-трикутник (рисунок 1.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм к.з.
S1 k S3
к к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з., від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1600 2400 кВА
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I 1 2400
kc 12,6кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х со б х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
х 3 1 5,5
со 0,063 0,063 1,18 Ом
12,6
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з., як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо х ло х тр1о х тр2о
х (1,18 0,08) (1,66 1,66)
0 0,9
(1,18 0,08) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 Iб
kA1 , (кА);
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,063 0,023 0,085 Ом
І (1) 3 1 5,5
kА1 15,2 кА
0,085 0,085 0,9
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та
особливості компоновки як самої комплектної трансформаторної
підстанції (КТП), так і розподільчих установок високої і низької напруги.
Вказується область застосування КТП, основні вимоги до місць
встановлення, характеристика ізоляції, категорії розміщення тощо. [1].
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується
склад підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл.
Матеріали можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або
іншими кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розгалуження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох
трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві
частини: високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів виконується від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі
з заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму
і вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою
роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої мережі
підприєм ства і розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бува ють двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прох ідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лін ії з двостороннім живленням.
В конст руктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високово льтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В бі льшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряно ї лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До к омутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюю чими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірюва льні трансформатори напруги, а також розрядники.
Викор истання замість високовольтних вимикачів струмо-відокремлювачів
і коротко замикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
п е р іод.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичк а з двома роз’єднувачами.
Тран сформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими з
р егулюва нням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори
потужніс тю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою вторинною
обмоткою . Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи вторинних
обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних перемикань в
трансфор маторах 40 і 63 МВА необхідне економічне обґрунтування.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
7.2 Вибір високовольтної апаратури РУВН
Вибір силової апаратури мережі живлення
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів к.з. [1, 15, 16, 19]
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,9 А Iн=2500 А
іуд =4,7 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,99 кА Iвідкл. =40 кА
Вк І2
t t ф 4,52 0,035 0,7 Вк Іm t m 102 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів к.з;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,9 А Iн=1000 А
іуд =4,7 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,99 кА It.cт. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
До силової апаратури розподільчої мережі ми віднесемо ввідні та
секційний вимикачі. [15, 16, 19]
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=449 А Iн=1000 А
іуд =4,6 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,13 кА Iвідкл. =20 кА
В І2
к t t ф 4,42 0,12 2,32 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
І м а х ( в в і д )
8 1 6 5 449 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=224,7 А Iн=630 А
іуд =4,6 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,13 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2 2
t t ф 4,4 0,12 2,32 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
І м а х ( с е к ц і й н и й )
0 , 5 8 1 6 5 224,7 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформатора струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні (таблиця 1.12).
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до трансформатора
струму марки ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=449 А Iн=500 А
іуд =4,7 кА ід= 70 кА
В 2 2
к І t t ф 4,4 0,12 2,32 Вк І2
t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
r прил
прил ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА) .
r 7
прил 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S 2
r 2 Н I 2 Н (rприл rк )
пров ,
I2
2 Н
2
r 155 (0,28 0,1)
пров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
Fпров .
p ,
rпров .
F 25 0,02
пров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформатора напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6 . [ 1]
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що Потужність, що
cosφ
Прилад Тип споживається Кількість споживається
котушкою, Вт котушок tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СО-И466 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі точності
0,5 S2H 120 (ВА) більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги буде
працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ розділ 1.4.16 – 1.4.18, визначаємо за
виразом
I t t ф
Fmin ,
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
tt=∞ – ударний струм к.з., що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А.√с/мм2[10].
3230 0,2
Fmin 17,1.
83
Фіктивний термін дії к.з., можна визначити по виразу
tф=tзах+tвідкл,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tф=0,08+0,12=0,2
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП5), що має переріз
F=35 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проекті.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальні струми та напруги. Суттєве значення має мікроклімат
виробничих приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл.1.1 ПУЕ
[1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за
конструкцією провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані голими
проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями
і ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т. ін.
На промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене
застосування: для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в
якості мереж зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного
призначення та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або
змішаною схемами. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування. [ 1, 7]
Магістральні схеми широко використовують в приміщеннях з
нормальним середовищем із рівномірним розподілом технологічного
обладнання. При цьому нерідко трансформатор цехової підстанції не має
розподільчого щита на низькій стороні і магістральна мережа виконується
за схемою блоку «трансформатор-магістраль» (рисунок 8.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.1 – Магістральна схема цехової електричної мережі:
1 – магістральний шинопровід; 2 –розподільчий шино провід;
3 – електроприймачі
Магістральну мережу, як правило, виконують з використанням
шинопроводів. Мережі, що виконані подібним методом, по гнучкості та
універсальності є найбільш досконалими.
В якості магістральних шино проводів використовується
комплектний шино провід типу ШМА в якості розподільчого – ШРА.
У цехах з декілька ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі, як правило, живляться від декількох підстанцій та
секціонують нормально відключеними автоматичними вимикачами
(рисунок 8.2).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любим
середовищем. Від ТП відходять лінії, що живлять безпосередньо потужні
ЕП або розподільчі пункти (РП) і силові шафи, від яких окремими лініями
живляться менш потужні електроприймачі (рисунок 8.3 ).
Рисунок 8.3 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Недоліком радіальних схем є більша вартість порівняно з
магістральними внаслідок більшої кількості ліній до ЕП, збільшення
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
загальної довжини цехової мережі, і, як наслідок, збільшення застосування
більшої кількості кольорового металу та комутаційно-захисних апаратів.
Розподільчі пункти зазвичай живляться від цехової ТП кабелями, марка і
спосіб прокладки яких визначається характером середовища в приміщенні.
Достоїнство радіальні схеми живлення порівняно з магістральною
полягає в більш високої надійності електропостачання і зручності
експлуатації. При коротких замиканнях припиняють роботу один або
декілька ЕП, підключених до ушкодженої лінії; решта продовжують
роботу.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх
виконання здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології
виробництва, умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та
пожежної безпеки згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження
та її розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми
та конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні
на збірних шинах ТП що малоймовірне внаслідок достатньо надійної
конструкції шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що
споживається, витрачається на електричне освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості
продукції, знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та
випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з
світлотехнічної та електричної частин [4, 5].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш
доцільні висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають
якісні характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної
установки, вибір раціонального перетину і марки проводу, способу
прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його
аналіз, необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення.
На другому етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою котрих є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в
залежності від розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні
освітленості, якісні показники освітлювальних установок, до яких
відносяться показник засліпленості (дискомфорту), пульсації освітленості,
кольоропередача, нерівномірність розподілу освітленості [5].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності
вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
розміщенням світильників під стелею освітлюваного приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо в
виробничих приміщеннях технологічне устаткування розміщене
рівномірно по всій площі з однаковими умовами зорової роботи і
необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в приміщеннях є
робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для створення
на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо),
у приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на
окремих дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких
виконуються роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів
освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має
становити 10 % від нормованої для комбінованого освітлення.
Використання в приміщеннях тільки місцевого освітлення нормами
заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють
на робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення технологічного процесу, а також порушення роботи
відповідних об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости,
електрощитові і т. ін.). Це освітлення називають аварійним освітленням
для продовження роботи, воно має створювати на робочих місцях 5 %
нормованого робочого освітлення при системі загального освітлення, але
не менш як 2 лк.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.2.2 Розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку
Визначимо освітлення інструментального цеху методом світлового
методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ розділ 6.1.1 – 6.1.11, по
’ нормам освітленості [8] визначаємо освітленість системи загального
освітлення приміщень цеху Ен 200 лк.
k
Ф з Е min S z ,
N η
де kз – коефіцієнт запасу;
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт.;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Згідно таблиці 10.4 [9] скористаємося формулою λе=Lв/h=1, звідси отримаємо
відстань між світильниками
Lв λ е h,
Lв 1 5,8 5,8 м.
Згідно того, що проектуєме нами приміщення складається з двох
однакових по висоті та призначенню приміщень, ми будемо визначати
наступні показники для обох приміщень одночасно.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
N A B
,
L2
в
N (60 60) (12 36)
119,8 120 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [8, 9], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
і А В
; і (60 60) (12 36)
h(А В) 1, 26
5,8 ((60 60) (12 36))
де h – висота підвісу світильника, м.
Ф 1, 6 200 4464 1,1
15163,08 лм.
120 0,73
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник марки УПД з лампою типу ДРЛ, Рл=0,25 кВт, що має світловий
потік Фл=13000 лм., кожна.
Виконаємо перевірку правильності вибору джерела освітлення найбільш
характерній точці, точковим методом по кривим просторовим ізолюкс, згідно
виразу n
Фсв μ e i
Е i1 ,
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
μ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, μ=1,1-1,2;
n
e i - сума освітленості від світильників згідно кривих просторових і з олюкс, лк;
i1
Е 13000 1,1 200
1787,5 лк.
1000 1,6
Прийнятий нами світильник повністю відповідає умовам вибору, так як
значення світлового потоку, в результаті перевірки, не менше встановленого
знач е н н я Е=13000 лк.
Визначимо встановлену потужність освітлювального обладнання цеху
Рвст N Рсв , Рвст 120 0, 25 30 кВт.
Струм споживання освітлювальних установок цеху буде становити
Р
І вст 30
р.осв , Ір.св 50,7 А.
3 Uн cos φ 3 0,38 0,9
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення
з лампами типу ДРЛ в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, щодо
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж [1, 2, 8, 9].
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не
вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В
змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента,
використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у
тому числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не
менше ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою
застосовуваної напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги
до 220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються
складовою частиною аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного
джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною
небезпекою (але не особливо небезпечних).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127 – 220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих,
жарких і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається
тільки в арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих
умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
– необхідний рівень надійності живлення;
– регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела
живлення;
– простоту і зручність експлуатації;
– економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується
для силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг
380/220 або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за
умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками
освітлення. Групові лінії служать для приєднання світильників до
групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати
захисту на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних
апаратів на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком
ліній, що живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і
більше і газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку
струм захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової
мережі не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути
однофазними (1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим
проводом (2ф + N), трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними
(3ф + N). Останній вид лінії використовується найбільш часто, тому що
дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу, забезпечити
рівномірне навантаження фаз, знизити коефіцієнт пульсації при живленні
світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.5). Радіальні схеми
використовуються при високих навантаженнях групових щитків (порядку
100–200 А) і забезпечують більш високу надійність живлення.
Магістральні схеми дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і
апаратуру на розподільних пунктах, однак мають меншу надійність
живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення через їхню
гнучкість.
Рисунок 8.5 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.6). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачати можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної
перемички. [1, 2, 8, 9].
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.7) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних
установок живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При
аварійному відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
резерву (АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних
установок від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення
живиться перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по
відношенню до трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.6 – Схема живлення освітлювальної установки
від однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.7 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання
розрахункова потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де к – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних
дод
ламп зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого
освітлення в живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос 0,95 1,12 120 0,25 32кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.8.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.8 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 48 розподілена на 4
групові щитки робочого освітлення рівномірно по 12 штук. Світильники
кожного групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі
за припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при
цьому кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його
конструкції і роду прокладки відповідає допустимий нормований струм
( Ідоп , А). У такий спосіб у практичних розрахунках користаються готовими
таблицями довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ
і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25 С та 15 С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця
коефіцієнтів перерахування, що приведена в ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за
допустимим струмом навантаження є
І І , (8.8)
доп роз
де І – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
роз
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
I pоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Pроз 103
I pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Pроз 103 Pроз 103
I pоз ,
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф ,U л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ;
без конденсаторів – cos 0,57 .
P 3
роз 10 32 103
I pоз 51,2A
3 U л cos 3 0,38 0,95
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, що відповідає розрахунковому
струму I pоз 51,2А обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ (3х10)+(1х6) з допустимим струмом 65 А.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Рисунок 8.9 – Схеми підключення світильників
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [5, 8 , 9] .
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості
на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби,
останнє особливо важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109–97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків,
а також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками,
– не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
10 % Uном , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша
напруга в ламп не повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою
88 % Uном .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи
складає
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Uм Uхх Uтр Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
хх
номінальну);
U – втрата напруги в трансформаторі;
тр
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cos U p sin ,
де Ua ,U p – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення
розрахункового навантаження трансформатора до його номінальної
потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз
a ;
Sном.тр
U U 2 U 2
p кз a ,
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз ,
Uкз вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без
урахування індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги,
обраної системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 4[5]);
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга
провідників
мережі, Система мережі і роду струму
мідних алюміні
В
євих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або
220 12,8 7,7
постійного струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності. Так для схем,
приведених нижче, моменти будуть мати значення
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 25 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 32 25 200 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Pроз ос
де P2 ,
4
32
P2 8 кВт.
4
L = 50 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
0
L = 25 м – довжина магістралі,
Pроз ос
P ;
2
90
32
P2 0,267 кВт.
120
Таким чином
М2 8 50 0,267(5012,5) 417 кВт∙м.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U .
C F
Для першої ділянки:
200
U1 0,435%.
46 10
Для другої ділянки:
417
U2 0,9 %
46 10
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не
нижче 97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів,
проводів, шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на
напругу до 1 кВ. [ 1, 2]
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Uном , результати
розрахунку навантаження цеху (п. 2).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до
струмів короткого замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
- мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за
числа годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000
– 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ,
також освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих
і закритих розподільчих установок всіх напруг ;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном
служби 3–5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
- вибір по умовам теплового нагріву;
- по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
- термічну стійкість до струмів короткого замикання;
- втрати напруги;
- механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму, від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження, від температури умов оточуючого середовища, характеру
приміщення і типу ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладання, а потім
виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу I pоз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови:
нагрів провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість
до струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів
в цілому за співвідношенням
P
I ном ,
pоз =
3 UН cosφ
де Р – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
ном
UН = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І К І ,
роз У. П Н. ДОП Л
де І – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Н. ДОП. Л
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І Н. ДОП. Л Іm a x = 1,25 І ,
Р
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і
гнучких струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких
істотно відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН,
застосовуємо коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на
шинах 0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість
споживачів, що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм
не перебільшує І роз, РП .
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів
системи електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки
цехової мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і
значенням максимального пускового або пікового струму вибирається
переріз провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених
перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів
захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту,
тому вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів
виконується спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку
зі спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори
по - різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих
ЕП, освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного
конкретного випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших
нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних,
а й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму,
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі. [ 1, 2]
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить
від відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний,
тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних
перевантажень стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та
кінцевих муфт й окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина
нагрівання їх електричним струмом у нормальному, форсованому та
аварійному режимах. Якщо температура нагрівання перевищить
допустиму, то залежно від величини перевищення й тривалості часу,
елемент може бути пошкоджений, що спричинить порушення нормальної
роботи системи, а в гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести
до пожежі. Тому для всіх видів провідників та умов їх застосування
головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
теплового впливу: максимально допустимою температурою та тепловим
зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника
максимальної температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий
період. При різких піках навантаження більшу небезпеку становить
можливість перевищення максимально допустимої температури. Якщо
графік навантаження рівномірний, більшу вагу має складова теплового
зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати
мережу від перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього
середовища, характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все
необхідно вибрати марку провідника, визначитися з умовами його
прокладки і потім виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при
якому провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює
максимальній тривало допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до
гранично допустимої температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз ,
обчислене за формулою
Pроз
Ipоз = (8.9)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ
«Тривало допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана
умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.10 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.3 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Назва споживача Iр, Iмакс., Iдоп.кабелю,
А А А Марка
Тельфер 36,3 45,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Координатно пробивни й прес 38,5 48,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вирубний прес 84,1 105,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Токарний верстат 30,2 37,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Ролерний конвеєр 16 20 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Маніпулятор 10,1 12,6 19 АВВГ(4×2,5)
Фрезерний верстат 17,7 22,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Шліфувальний верста т 13,5 16,9 19 АВВГ(4×2,5)
Монтажні столи 6,7 8,3 19 АВВГ(4×2,5)
Термопластавтомат 103,6 129,5 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Гартувальна піч 24,9 31,2 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Аміачний компресор 46,7 58,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вентилятор витяжний 8,9 11,2 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 32,9 41,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Щиток освітлення ЩО 50,7 63,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-1 205,1 256,3 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-2 168,8 211 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 168,8 211 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-4 168,8 211 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 168,8 211 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-6 107,8 134,7 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-7 107,8 134,7 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-8 107,8 134,7 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-9 107,8 134,7 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-10 107,8 134,7 145 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-11 336,9 421,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-12 152,1 190,1 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Конденсаторна установка 152 190 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від 5 до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і
зовнішнього освітлення 5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що
величина крутного моменту асинхронних електродвигунів пропорційна
квадрату підведеної напруги і його зменшення може не забезпечити пуск
механізмів, в мережах освітлення зниження напруги призводить до різкого
зменшення світлового потоку. [1, 2]
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин
ГПП або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП
або найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних
навантажень (визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів,
якою можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
δU = ΔUЦЖ(%) + ΔUТ(%) - ΔU(%) , ( 8.11)
де ΔUЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ(%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути
не більше встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50160.
Співвідношення (8.36) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче КU U , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 КU U% , (8.12)
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.5),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно ГОСТ 13109
або ДСТУ EN 50160.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції
до віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що
живить споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю
від шин ТП до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть
більше реальних, але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати
норму, реальні відхилення тим більше будуть задовольнять нормі.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U =ΔUЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin . (8.13)
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі
S
ΔU = max
Т (Uа cosφ + Uр sinφ) , (8.14)
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
U = КЗ
а 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2 - U2
КЗ а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного
трансформатора, значення Smax як правило, лежить в
1
діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка
створюються цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT
регулюється зміною кількості числа витків трансформатору, тобто зміною
коефіцієнта трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 . (8.15)
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.4.
Таблиця 8.4 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
з начно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуємо для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U1 Em ΔU тр U
м ΔU сп 5,
i1
де Еm - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр - втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
δ U1 15 4 12, 66 5 6, 6 5,
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ Up sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
U кз
a - активна складова напруги к.з. трансформатора, %;
Sн.тр
U U 2 2
p кз U a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ΔU 608, 4
тр (0,87 0,95 4, 4 0,31) 4 В
630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U 2 E m к з (ΔU тр ΔUм ) ΔU cп 5%
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [1].
δ U2 15 0,3 (4 12, 66) 5 5 5%
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора буде відображатися, в
вигляді підвищення напруги, на зміні величини потенціалу напруги у
найвіддаленішого споживача.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики
низьковольтних комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф
та інш.). [1, 2].
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму,
пристроїв керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з
усіма внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих
на єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб
з врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ
необхідно здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність
робочій напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі,
заданому класу точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами
роботи в разі короткого замикання з урахуванням термічних і
електродинамічних впливів, комутаційної спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного
струму І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП
визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.16)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним
струмом автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які
захищають приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу,
номінальний струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне
виконання та особливості застосування.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок електричних навантажень цеху почнемо з визначення
технологічно сформованих груп електроспоживачів, та місця встановлення
силових розподільчих пунктів (РП). Розподільчі пункти живляться від
загально цехового ввідного розподільчого пункту, що отримує живлення від
силового понижувального трансформатора, цехової ТП.
Для визначення номіналу та типу силової (0,4 кВ) розподільчої апаратури
спочатку визначимо струм, що буде проходити на затискачах вторинної
обмотки силового трансформатора за виразом
ΣS
І н.тр к з
р ;
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції (таблиця 1.4),%.
І 1260 0,68
р 1302,1 А
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
1600 ≥1600 1600>1,1. 1302,1=1432,3
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА88-43, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1600 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач серії ВА88-40, що також встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=800 A.
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір.св
800 ≥800 800>1,1. 711,7=782,8
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
0,5 S
І ном
р.св ;
3 Uн
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА;
І 0,5 935,7
р 711,7 А
3 0,38
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
2500>1302,1.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШРА-4; Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [28]. 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.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ
Ро зрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з.,
приведен а на рисунку 8.11 . [17, 18].
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.11 – Електрична схема і схема заміщення частини мережі 0,4 кВ
Величину струму к.з., визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з. ,
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 8
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U .
0=1,05 Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці
(К1), спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку
1.4.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за
виразом
ΔР 103
r к.з
тр ,
3 І2
н.тр
д е ΔРкз – потужність к.з. трансформатора, кВт;
r 5,5 103
тр 0,002 Ом.
3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
І н.тр 3
н.тр 10 ,
3 U н
І 630 3
н.тр 10 958,3 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U 2 3
z к.з. н 10
тр ,
100 Sн.тр
z 4,5 3802 103
тр 0,01031 Ом.
100 630
Індуктивна складова опору трансформатора хтр Ом
х тр z 2 2
тр rтр ,
х тр 0,010312 0,0022 0,0101 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
n m
Z
(К1) ri x i ,
i1 i1
Z(К1) rтр rав rтс r r 2 2
ш пр х тр х ав х тс х ш ,
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,002 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,01 Ом.
0,0101 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
І (3) 399
к.з.(К1) 29,3 кА.
3 0,01
Для визначення струму к.з., в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z(К2) r(К1) rш rав rл r 2
ав rпр х (К1) х ш х ав х л х 2ав ,
0,00227 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,000082
Z(К2) 0,0123
0,010233 0,00013 0,00025 0,0000306 0,000652
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
l 103
виразами r л
л ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
r 0,005 1000
л 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х 0 ,
х л 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з.(К2) ,
3 Z(К2)
І (3) 399
к.з.(2) 18,7 кА.
3 0,0123
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Арк. № докум. Підпис Дата
Змн.
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
устойчівість. [ 1, 2].
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за
струмом режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або само запуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі,
такий захист повинен забезпечувати по можливості найменший час
вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово–побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо
за умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях
приєднання до живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та
вимірювання, вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020–95, виконані стандарті DIN, мають одно–, дво–,
три– і чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов
експлуатації, експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам
до дистанційного керування та індикації і т. д. У цілому при такому виборі
слід, в першу чергу, користуватися технічною документацією на конкретні
апарати. При виборі уставок струму автоматичних вимикачів необхідно
враховувати різницю в характеристиках і погрішності у роботі
розчиплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких
слід притримуватися при виконанні дипломного проекту :
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає
по елементу, що захищається:
I I ; (8.17)
ном. роз. роз
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок
сповільненого спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід
обирати по умові:
Iном. роз (1,11,3)I роз (8.18)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном. роз.е (1,251,35)iп (8.19)
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де і – пікове навантаження.
п
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови
[1,12,13]
І І ;
Н В. А. РОЗ
ІН Т. Р. 1,1 І ;
р
ІН Е.Р. 1,25 ІП ,
де І – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Н А. В.
ІРОЗ – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від
його виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Ір .
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення: ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.5 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
.
Найменування обладнання Ір, 1,1 Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
Тельфер 36,3 39,9 ВА47-29 63 40 500
Координатно пробивн ий прес 38,5 42,3 ВА47-29 63 50 500
Вирубний прес 84,1 92,5 ВА47-100 100 100 1000
Токарний верстат 30,2 33,3 ВА47-29 63 40 500
Ролерний конвеєр 16 17,6 ВА47-29 63 20 500
Маніпулятор 10,1 11,1 ВА47-29 63 13 500
Фрезерний верстат 17,7 19,5 ВА47-29 63 20 500
Шліфувальний верст ат 13,5 14,9 ВА47-29 63 16 500
Монтажні столи 6,7 7,3 ВА47-29 63 8 500
Термопластавтомат 103,6 113,9 ВА88-32 125 125 1250
Гартувальна піч 24,9 27,4 ВА47-29 63 32 500
Аміачний компресор 46,7 51,3 ВА47-29 63 63 500
Вентилятор витяжний 8,9 9,8 ВА47-29 63 10 500
Вентилятор приточний 32,9 36,2 ВА47-29 63 40 500
Щиток освітлення ЩО 50,7 63,4 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-1 205,1 256,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-2 168,8 211 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-3 168,8 211 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-4 168,8 211 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-5 168,8 211 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-6 107,8 134,8 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-7 107,8 118,6 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-8 107,8 118,6 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-9 107,8 118,6 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-10 107,8 118,6 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-11 336,9 370,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-12 152,1 167,3 ВА88-35 250 200 2500
Конденсаторна установка 152 167,2 ВА88-35 250 200 2500
Вибрані, згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
представлено на сьомому листі графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряємо на захищеність згідно умови:
К І К І , (8.20)
сх доп зах зах
де К – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
сх
І – тривалий допустимий струм провідника, А;
доп
К – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
зах
електромагнітного розчиплювачів;
І – струм спрацювання апарату захисту, А.
зах
Для прикладу перевіримо лінію, для якої І , 19А,
р 10,1 А ІДОП
І = 13 А.
ЗАХ
119 А 113 А .
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на
його термічну стійкість до струмів КЗ. [1, 2].
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим , (8.21)
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний
час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної
tпр(п) і аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) . (8.22)
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / / / / / /
прп f (рисунок 8.4), де I / I .
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в
залежності від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) 0,005 . (8.23)
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється
за формулою
I tпр
Smin , (8.24)
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги живлення
споживачів.
Хід розрахунків залежить від схеми електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах
найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном .
В режимі максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої
допустимої границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не
повинна перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення
напруги згідно ГОСТ 13109 [ 1, 2, 29].
т
U1 Ет U
Т Uм Uсп 5, (8.25)
i1
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрати напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U max
Т Ua cos Up sin , (8.26)
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U КЗ
a – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
U U2 2
р КЗ Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%, (8.27)
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних
навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2.
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули
S
ΔUТ = М (UА cosφ + UР sinφ) ,
SН. Т
де SМ – максимальне навантаження одного трансформатора,
SН . Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
SН. Т
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
UР U 2
КЗ - U 2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 7600 Вт,
1
U %, кВ∙А,
КЗ 5,5 SН . Т 630 SМ SТП 408,5 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
7600
UА = 100% 1,2% ; UР = (5,5)2 (1,2)2 5,37% .
630000
Втрати напруги ΔU на цеховому трансформаторі складуть:
Т
408,5
ΔUТ = 1,2 0,9 5,37 0,433 2,58% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення (1.56) прийме вид
100% + 5% – 2,58% – 1,11% = 101,31 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо. [1, 2].
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Повністю
закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю
закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.12 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.12 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань
обираємо комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ
"НВП Еленктротехнічна К омпанія" м. Дніпро
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–630/10/0,4–04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ–0.4.
Склад підстанції 2КТПЦ–630/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.13 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин;
3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку;
5 – відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори
серії ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено
на рисунку 8.14.
Рисунок 8.14 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПР–
630/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Експлуатація силових трансформаторів - Експлуатація
трансформаторного масла
Трансформаторне масло виконує у трансформаторі три основні
функції:
- ізолює вузли активної частини, що знаходяться під напругою;
- охолоджує вузли активної частини, що нагріваються при роботі;
- оберігає тверду ізоляцію обмоток від зволоження.
Експлуатаційні властивості масла та його якість визначаються
хімічним складом масла. Масло, що надійшло, повинно мати сертифікат
підприємства-постачальника, що підтверджує відповідність масла стандарту.
Для масла, що прибуло разом із трансформатором, відповідність стандарту
підтверджується записом у паспорті трансформатора.
При кожному огляді трансформаторів перевіряється температура
верхніх шарів масла, контрольована термометрами або
термосигналізаторами. Ця температура має перевищувати 95°С. В іншому
випадку навантаження трансформатора має бути знижене. [24, 30].
Стан масла оцінюється за результатами випробувань, які в залежності
від обсягу поділяються на три види.
1. Випробування на електричну міцність. Тут визначається пробивна
напруга масла Uпр, візуально (якісно) визначається вміст механічних
домішок та вологи.
Електрична міцність – одна з основних характеристик діелектричних
властивостей масла. Випробування масла на електричну міцність
проводяться в стандартному маслопробойнику (Рис. 9.1), що представляє
собою фарфоровий посудину 1, в якій вмонтовані два плоских електроди 2.
Масло заливається в маслопробойник і відстоюється протягом 20
хвилин для видалення з нього повітряних включень. Напруга на електродах
маслопробойника плавно підвищується до пробою масла. З інтервалом 10 хв.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
виконуються шість пробоїв. Перший пробій не враховується, а середнє
арифметичне п'яти інших пробоїв приймається за пробивну напругу масла.
Зниження пробивної напруги свідчить про зволоження масла, наявність
у ньому розчиненого повітря, забруднення масла волокнами від твердої
ізоляції та іншими домішками. [30].
Рисунок 9.1 Стандартний маслопробойник
2. Скорочений аналіз олії. Тут додатково до п.1 визначаються
температура спалаху масла та кислотне число.
Температура спалаху парів масла в закритому тиглі характеризує
фракційний склад масла і служить для виявлення в трансформаторі процесів
розкладання масла.
Кислотне число - це кількість їдкого калію (КОН), виражене в мг і
необхідне для нейтралізації кислот, що містяться в 1 г масла. Старіння масла
супроводжується збільшенням у ньому вмісту кислотних сполук, тому
кислотне число характеризує ступінь старіння масла.
3. Повний аналіз масла. Тут додатково до п.2 визначаються,
кількісне визначення вологи та механічних домішок, тангенс кута
діелектричних втрат tgS, вміст водорозчинних кислот та лугів, вміст
антиокислювальних присадок, температура застигання, газовміст та інші
показники.
Величина діелектричних втрат (tgS) характеризує ступінь забруднення
та старіння масла.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вологовміст ретельно контролюється при експлуатації
трансформаторної олії. Погіршення цього показника характеризує порушення
герметичності трансформатора або його роботу в неприпустимому режимі
навантаження. В останньому випадку відбувається інтенсивне старіння
целюлозної ізоляції та виділення нею вологи під впливом підвищеної
температури. Крім того, масло містить хімічно зв'язану воду, яка може
виділятися у вигляді вільної води в результаті старіння масла та під впливом
підвищеної температури. [30].
Збільшення газовмісту (кисню повітря) призводить до інтенсифікації
окислювальних процесів у маслі. Цей показник опосередковано характеризує
герметичність трансформатора.
Розрізняють масло свіже, регенероване (відновлене) та експлуатаційне.
Характеристики свіжого та регенерованого масла практично не
відрізняються. Для експлуатаційного масла встановлено нормально
допустимі та гранично допустимі показники якості.
Нормально допустимі показники гарантують нормальну роботу
обладнання. При показниках масла, що наближаються до гранично
допустимих, необхідно вжити заходів для відновлення експлуатаційних
властивостей масла або провести його заміну.
У таблиці 9.1 наведено показники трансформаторного масла відповідно
до скороченого аналізу. [30].
Таблиця 9.1
Показник масла Обладнання Свіже Регенероване Експлуатац.
масло масло масло
норм. гр..
доп. доп.
Uпр ,кВ до 35 35 35 40 25
до 150 60 60 60 35
220 65 65 55
Кислотне число,
до 220 0,02 0,05 0.1 0,25
мг КОН/г
Темп-ра спалаху,
до 220 135 130 * 125
°С
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
* - зменшення лише на 5°С в порівнянні з попереднім аналізом.
Для визначення показників масла береться його проба в суху, чисту
скляну ємність місткістю близько 1 л з притертою скляною пробкою. Масло
береться із нижніх шарів через спеціальний зливний кран. Попередньо
зливається деяка кількість масла (2...3 л) для ополіскування скляної ємності.
На ємності має бути етикетка із зазначенням обладнання, з якого взята проба,
дати, причини відбору проби та прізвища особи, яка відібрала пробу масла.
Періодичність відбору проб масла відповідає періодичності поточних
ремонтів трансформатора.
Безпосередній контакт масла з атмосферним повітрям призводить до
насичення масла вологою та киснем. В результаті зменшується електрична
міцність масла, прискорюються окислювальні процеси в маслі (масло старіє).
Для уповільнення процесів зволоження та старіння масла в нього
додають антиокислювальні присадки, а в конструкції трансформатора
передбачають спеціальні пристрої: термосифонні фільтри, осушувачі повітря,
плівкову та азотну захисти.
Антиокислювальні присадки сприяють підтримці необхідної якості
масла тривалий час, а також захищають інші ізоляційні матеріали
трансформатора. Термін служби масла з такими присадками збільшується у
2...3 рази. Вартість присадок відносно невелика. Добавку присадок
виконують раз на 4...5 років.
Термосифонний фільтр призначений для поглинання вологи та
продуктів окислення та старіння масла в процесі експлуатації. Загальний
вигляд термосифонного фільтра наведено на рис. 9.2,а. Корпус фільтра 1
заповнений адсорбентом 2 (силікагелем або іншою речовиною), що поглинає
вологу та продукти окиснення масла. За допомогою патрубків 5 фільтр
приєднаний до верхньої та нижньої частин бака трансформатора. Масло
через фільтр циркулює за рахунок різниці щільностей нагрітого (у верхніх
шарах) та холодного (у нижніх шарах) масла.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кількість адсорбенту у фільтрі становить близько 1% маси масла.
Насичений вологою адсорбент видаляється через бункер 4 а через бункер 3
завантажується свіжий адсорбент. Застосований адсорбент регенерується
нагріванням до температури 400...500°С.
Насичення адсорбенту вологою контролюється за зміною його
забарвлення. Зокрема добавка до силікагелю хлористого кобальту зумовлює
його блакитне забарвлення. Поява рожевого забарвлення є ознакою
насичення силікагелю вологою та продуктами старіння масла.
Трансформатори потужністю 1000 кВ*А та більше повинні
експлуатуватися з постійно увімкненими термосифонними фільтрами. [30].
Масло дуже гігроскопічне, і якщо розширювач безпосередньо
пов'язаний з атмосферою, то волога з повітря поглинається маслом,
знижуючи його ізоляційні властивості. Для запобігання цьому розширювач
зв'язують з навколишнім середовищем через осушувач повітря (позиція 3 на
ри с. 9.2,б), заповнений силікагелем.
Принцип плівкового захисту (рис. 9.2, б) полягає в герметизації масла
за рахун ок установки всередині розширювача 2 еластичної ємності 1,
призначеної для компенсації температурної зміни обсягу масла.
Ця ємність щільно прилягає до внутрішньої поверхні розширювача та
масла, забезпечуючи герметизацію останнього від навколишнього
середовища.
Внутрішня порожнина еластичної ємності з'єднана з навколишнім
середовищем через повітроосушувач 3, що перешкоджає конденсації вологи
всередині ємності. Патрубок 4 з'єднує розширювач із баком трансформатора.
Азотний захист (рис. 9.2,в) полягає у заповненні надмасляного
простору 1 герметичного розширювача сухим азотом. Компенсація
температурних змін обсягу масла здійснюється за рахунок зв'язку
надмасляного простору з м'яким резервуаром 2.
Незважаючи на всі застосовувані захисти, у процесі тривалої
експлуатації масло зволожується та старіє. При наближенні показників масла
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
Огляд і дефекація………………………………………………
до гранично допустимих його піддають регенерації (відновленню). На
спеціальних установках масло центрифугують, фільтрують, сушать,
дегазують.
а) б) в)
Рисунок 9.2 Термосифонний фільтр (а), принципові схеми плівкового
(б) та азотного (в) захисту масла
При центрифугуванні з масла видаляються тверді механічні домішки та
частково волога, що мають більшу щільність, ніж масло. При фільтруванні
масло продавлюється через пористе середовище (картон, папір), в якому
затримуються нерозчинні домішки та частково волога. Глибоке сушіння
масла виконується розпиленням у вакуумі або на цеолітових установках, в
яких масло фільтрується через шар молекулярних сит - цеолітів, що
затримують молекули води, але пропускають молекули масла. Розчинений у
маслі кисень видаляють у спеціальних дегазаційних установках.
Вартість регенерованого масла при повністю відновлених
експлуатаційних якостях не перевищує 50-60% вартості нового масла.
Складності експлуатації трансформаторного масла: захист від
навколишнього середовища, періодичний контроль стану, випробування,
регенерація - зумовили широке використання у розподільчих мережах 6...35
кВ трансформаторів герметичного виконання (ТМГ), що виготовляються з
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
Огляд і дефекація………………………………………………
номінальною потужністю до 1600 кВ*А. Ці трансформатори повністю
заповнені маслом та не мають розширювача. Температурні зміни обсягу
масла сприймаються гофрованим баком.
У трансформаторах ТМГ контакт масла з навколишнім середовищем
повністю відсутній, що виключає його зволоження, окислення та
шламоутворення. Масло практично не змінює своїх властивостей протягом
усього терміну служби трансформатора. Тому при експлуатації таких
трансформаторів відсутня необхідність періодичного взяття проб та
випробувань масла.
В даний час альтернативою трансформаторному маслу є рідкі
діелектрики Midel 7131, Софексіл ТСЖ та інші. Екологічно чистий
діелектрик Midel 7131 (пробивна напруга 55 кВ, кислотне число 0,02 мг
КОН/г, температура спалаху 257°С) застосовується там, де потрібна висока
пожежна безпека - в житлових, службових, деяких виробничих приміщеннях.
Е кологічно чистий діелектрик Софексіл ТСЖ (пробива напруга 35 кВ,
те мпература спалаху 300 ° С) є пожежобезпечним.
Трансформатори з екологічно чистими рідкими діелектриками дорожчі
за традиційні масляні трансформатори, але дешевші за сухі трансформатори і
успішно конкурують з останніми в частині пожежної безпеки в розподільчих
мережах 6...35 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
Огляд і дефекація………………………………………………
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.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що
може викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних
розрахунків, які б враховували інвестування в технічні рішення, річні
витрати, прибуток під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
Огляд і дефекація……………………………………………… 8
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму
роботи трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної
потужності і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є
визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів.
Критерієм оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених
річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних
параметрах, що характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є
вирішальними при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті
варіанти рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному
відношенню варіанту.
Завдання на техніко-економічні розрахунки.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
РОЗРАХУНОК ТЕХНОЛОГІЧНИХ ВТРАТ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
ПОВІТРЯНИХ ЛЕП З УРАХУВАННЯМ ТЕРМІНУ ЕКСПЛУАТАЦІЇ
У процесі тривалої експлуатації систем електропостачання за умов
переходу до ринкової економіці виникають порушення технології передачі та
розподілу електроенергії. Ці порушення викликають додаткові
(наднормативні) втрати електроенергії. У чинному в даний час в Україні в
нормативному документі ДНД 34.09.104-2003 "Методика складання
структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-154 кВ,
аналізу його складових та нормування технологічних втрат електроенергії",
який затверджено наказом № 757 Мінпаливенерго України від 17.12.03,
нормативне значення технологічних втрат електроенергії на передачу
електричними мереж є сума значень технічних розрахункових втрат в
елементах електричних мереж, нормативної витрати електроенергії на власні
потреби підстанцій та нормативних метрологічних втрат. [31, 32].
Крім того зазначається, що при будь-які можливі зміни в енергосистемі
України (зниження навантаження, знос обладнання, розкрадання
електроенергії тощо), величина нормативних втрат з року в рік незначно
відрізняється від нормативу 1991 року – 22,6 млрд. кВт∙год (табл. 10.1).
Зменшення у квадратичному ступені змінної складової нормативних втрат
через зниження корисної відпустки електроенергії компенсується зростанням
втрат під впливом порушень технології передачі та розподілу електроенергії,
але у Методиці ГНД 34.09.104-2003 це практично не враховується.
Наднормативні втрати зумовлені такими факторами:
випадковою несиметрією струмового навантаження фаз ліній та
неповнофазними режимами;
некомпенсованими перетіканнями реактивної потужності;
несанкціонованим відбором електроенергії;
нелінійністю технологічної витрати на передачу електроенергії;
незапланованими перемиканнями схеми;
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
недооблік споживання електроенергії через похибки вимірювального
комплексу;
експлуатаційним зносом (старінням) обладнання (ЛЕП, силових
трансформаторів і т.д.).
Саме технологічні втрати електроенергії під час її транспортування за
інших рівних умов визначаються експлуатаційною динамікою властивостей
основних елементів систем електропостачання. Зокрема, зміна фізичних
параметрів проводів повітряних ЛЕП від дії корозії відповідно до терміну
експлуатації.
З перерахованих порушень технології передачі та розподілу
електроенергії, які викликають зростання втрат потужності (електроенергіі)
та втрати напруги в елементах електричної мережі, в цьому розділі
бакалаврської роботи розглянуто втрати електроенергії у повітряних лініях
електропередачі.
Явище атмосферної корозії за рахунок поверхневого руйнування
металу в довгостроковій перспективі призводять до зменшення діаметра
алюмінієвих проводів (або окремих провідників багатодротяних проводів) і,
відповідно, до зменшення ефективного перерізу повітряних проводів ЛЕП.
Швидкість хімічної корозії визначається, насамперед, властивостями плівки,
що виникає при корозії на поверхні металу, характер якої визначається
хімічним складом забруднення атмосфери, і навіть температурою.
Атмосферна корозія алюмінію проводів повітряних ліній призводить до
зменшення діаметра алюмінієвої жили дроту, у свою чергу значення діаметра
дроту впливає значення поздовжнього активного опору ЛЕП і практично не
впливає на значення реактивного опору лінії електропередач. Встановлено
закон зміни поздовжнього активного опору повітряних ліній, відповідно до
якого значення збільшення активного опору проводів залежать від тривалості
експлуатації повітряної лінії, значень стандартних діаметрів дротів, що
формують провід, та ступеня зміни діаметра дроту від корозії за один рік
(швидкості корозії). [31, 32].
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 3
П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для умов України швидкість корозії для алюмінію слід приймати у
діапазоні 1,75-3.5 мкм/рік (для сільських та міських районів). При цьому
поздовжній активний опір фазних алюмінієвих дротів, що складаються з
дротів мінімального стандартного діаметра (1,7 мм) за 30 років експлуатації
може (при максимальній швидкості корозії) збільшитися на 30%, а за 70
років – подвоїтися (100%). Для проводів з максимальним діаметром дротів
(4,1 мм), ступінь наростання поздовжнього опору зменшується, і за тієї ж
швидкості корозії становитиме: на 30 років експлуатації – 12 %; для 70 років
експлуатації – 26%. Втрати навантаження в повітряних ЛЕП протягом
терміну їх експлуатації змінюються за тим самим законом, як і поздовжні
активні опори.
Запропонована методика щодо уточненню розрахунку нормативних
втрат потужності (електроенергії) у системах електропостачання, динаміка
яких обумовлена зміною технічних параметрів повітряних ЛЕП у процесі
тривалої їх експлуатації. Суть методики полягає в наступному: [31, 32]
1. Відповідно до діючої методики для заданої системи електропостачання
визначаються розрахункові значення нормативних втрат потужності
послідовно у всіх елементах системи електропостачання.
2. Для кожної повітряної лінії досліджуваної (контрольованої) системи
електропостачання відповідно до її параметрів визначають відносне
значення активних втрат потужності ∆Р*ПЛ.
Значення відносних втрат потужності в загальному випадку є
відношенням втрат потужності в повітряній лінії, що знаходиться в
експлуатації ∆Pекс з реальними фізичними параметрами проводів до втрат
потужності в тій же лінії ∆Pпоч, але з паспортними (початковими) фізичними
параметрами проводів
∆Р*ПЛ=∆Pекс/∆Pпоч (10.1)
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
і є функцією двох змінних: часу експлуатації Tекс (роки) та паспортного
(початкового) значення діаметра дротів d0 проводів відповідної повітряної
лінії при заданій (обґрунтованій) швидкості корозії
∆Р*ПЛ=f(Tекс, d0) (10.2)
Розрахункова формула для визначення значень відносних втрат
потужності в повітряних лініях отримана на основі обліку динаміки
активного опору проводів ЛЕП від корозії має вигляд:
-2
∆Р*ПЛ=(1-(∆d0/d0)· Tекс) (10.3)
де ∆d0 - зміна діаметра дроту від корозії, рекомендовані значення
∆d0=2·(1,75…3,5) мкм/рік.
Значення відносних втрат потужності повітряних лініях можуть бути
визначені за допомогою таблиці 10.1 виходячи з часу експлуатації
відповідної повітряної ЛЕП та стандартного значення діаметра дротів фазних
проводів.
3. Визначається уточнене значення сумарних втрат потужності в
повітряних лініях електропередач системи електропостачання
∆Р �� ��
∑ПЛ= і=1 ∆Pекс = і=1 ∆PПЛі ∙ ∆P∗ПЛі (10.4)
Таблиця 10.1
Відносні значення ∆��∗ПЛ активних втрат потужності в повітряних ЛЕП в залежності
від терміну експлуатації та діаметру дротів проводів марок А для ∆d0=2·(1,75…3,5)
мкм/рік [31, 32].
d0,мм Текс, рік
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
1,70 1.021- 1.042- 1.065- 1.088- 1.111- 1.136- 1.161- 1.188- 1.215- 1.243-
1.042 1.088 1.136 1.188 1.243 1.302 1.365 1.433 1.507 1.586
2,13 1.017- 1.034- 1.051- 1.069- 1.088- 1.106- 1.126- 1.146- 1.166- 1.187-
1.034 1.069 1.106 1.146 1.187 1.231 1.277 1.326 1.377 1.432
2,50 1.014- 1.029- 1.043- 1.058- 1.074- 1.090- 1.106- 1.122- 1.139- 1.156-
1.029 1.058 1.090 1.122 1.156 1.192 1.229 1.268 1.309 1.352
2,80 1.013- 1.025- 1.039- 1.052- 1.066- 1.079- 1.094- 1.108- 1.123- 1.138-
1.025 1.052 1.079 1.108 1.138 1.169 1.201 1.235 1.270 1.306
3,00 1.012- 1.024- 1.036- 1.048- 1.061- 1.074- 1.087- 1.100- 1.114- 1.128-
1.024 1.048 1.074 1.100 1.128 1.156 1.186 1.216 1.248 1.282
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
3,15 1.011- 1.023- 1.034- 1.046- 1.058- 1.070- 1.083- 1.095- 1.108- 1.121-
1.023 1.046 1.070 1.095 1.121 1.148 1.176 1.205 1.235 1.266
3,50 1.010- 1.020- 1.031- 1.041- 1.052- 1.063- 1.074- 1.085- 1.096- 1.108-
1.020 1.041 1.063 1.085 1.108 1.132 1.156 1.181 1.208 1.235
3,55 1.010- 1.020- 1.030- 1.041- 1.051- 1.062- 1.073- 1.084- 1.095- 1.106-
1.020 1.041 1.062 1.084 1.106 1.130 1.154 1.179 1.204 1.231
4,00 1.009- 1.018- 1.027- 1.036- 1.045- 1.055- 1.064- 1.074- 1.084- 1.094-
1.018 1.036 1.055 1.074 1.094 1.114 1.135 1.156 1.178 1.201
4,10 1.009- 1.017- 1.026- 1.035- 1.044- 1.053- 1.063- 1.072- 1.081- 1.091-
1.017 1.035 1.053 1.072 1.091 1.111 1.131 1.152 1.173 1.195
Висновок: запропонована методика розрахунку нормативних втрат
електроенергії у повітряних ЛЕП, яка враховує динаміку зміни протягом
терміну експлуатації активного опору фазних проводів та, відповідно,
динаміку зміни навантажувальних втрат у повітряних ЛЕП систем
електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. Міненерговугілля
України. – Київ: 2017 – 617 с .
2. Методичні рекомендації до підготовки бакалаврської роботи
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Ключка К..М., Самойлик О.В..,]
; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2022. – 98 с.
3. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний
стандарт України. Характеристики напруги електропостачання в
електричних мережах загальної призначеності.
4. Мілих В.І. Електропостачання промислових підприємств: підручник
–
для студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко.
К.: «Каравела», 2018. – 272 с.
5. ДСТУ 2791 -94 Системи електропостачальні номінальною напругою до
1000 В: джерела, мережі, перетворювачі та споживачі електричної енергії.
6. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів
затверджені Наказом Міністерства палива та енергетики 25 липня 2006 р.
№ 258. Документ z1143-06, чинний, поточна редакція —
Редакція від 21.02.2017, підстава - z0132-17.
7. Електрична частина станцій та підстанцій: навчальний посібник для
студ. спеціальності 141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»/уклад.: О.В. Остапчук, П.Л. Денисюк, Ю.П. Матеєнко. – Київ:
КПІ ім Ігоря Сікорського, 2022. – 183 с.
8. Споживачі електричної енергії : підручник / В. М. Охріменко ; Харків.
нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М.
Бекетова, 2019. – 286 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства………………………………………..
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
9. Салтиков В.О. Проектування, монтаж і експлуатація освітлювальних
установок: конспект лекцій для студентів с пеціальності 141– Е лектроенергетика,
електротехніка та електромеханіка / В.О. Салтиков, ХНУМГ ім. О.М. Бекетова,
2020. – 95 с.
10. Типові рішення при проектуванні електричних мереж напругою
110 – 330 кВ: навчальний- посібник / В.В. Кулик, В.В. Тептя, О.Б. Бурикін. –
Вінниця: ВНТУ, 2018. – 110 с.
11. Настанова з проектування систем електропостачання
промислових підприємств ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015.
12. Реактивна потужність в електричних мережах: монографія / І.В
Жежеленко, Г.Г. Півняк, Г.Г. Трофімов, МОН України, НТУ Дніпровська
політехніка. – Дніпро: НТУ ДП, 2020.– 72 с.
1992.
13. ДСТУ EN 5016-0:2014 Показники якості електричної енергії для
мереж середньої та висо кої напруги, методи випрбування та інші характеристики
якості електроенергії.
14. ДСТУ EN 50160 Характеристики напруги в системах
електропостачання загального призначення.
15. Проектування підстанцій електричних мереж / З.М. Бахор, А.В.
Журахівський. – Львівськ а політехні ка, 2017.– 308 с.
16. ГОСТ 30323-95 Короткі замикання в електроустановках. Методи
розрахунку електродинамічної і термічної дії струму короткого замикання .
17 . Ро зрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних систем /
Букович Н.В.; За ред. Денисенко Г.І. – Львів: Вища школа. Вид-во при Львів.
Ун-ті, 1988. – 248 с.
18. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
19. Довідник по проектуванню електропостачання / Під ред.
Ю.Г.Барибіна и др. – 1990. – 576 с.
20. Свиридов, М. П. Перехідні процеси. Розрахунок статичної і динамічної
стійкості електричної мережі : навчальний посібник / М. П. Свиридов, В. В.
Тептя. – Вінниця : ВНТУ, 2017. – 99 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства………………………………………..
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
21. ДСТУ 3020-95 Апарати комутаційні низьковольтні. Загальні
технічні умови.
22. ДСТУ EN 60529:2018 Ступені захисту, забезпечувані кожухами
23. lk-energy.com.ua
24. ДСТУ 3399- 96 Підстанції трансформаторні комплектні потужністю
від 25 до 2500 кВА на напругуе до 10 кВ.
25. Електричні машини і трансформатори: навч. посібник / М.О.
Осташевський, за ред. В.І. Мілих. - Харьків, 2017. - 452 с.
26. Соловей О.І., Розен В.П. та ін. Основи ефективного
використання електричної енергії в системах електроспоживанням
промислових підприємств: навч. посібник / М-во освіти і науки України,
Кіров. Нац.. тех. ун-т. – Кіровоград: КНТУ, 2015. – 287 с.
27. ДП «НЕК Укренерго» [Електронний ресурс] / М-во палива та
енергетики України. – К.: Укренерго, 2018. – Режим доступу:
http://www.ukrenergo.energy.gov.ua
28. ГОСТ 28249-93 Короткі замикання в електроустановках. Методи
розрахунку в електроустановках змінного струму напругою до 1 кВ
29. ГОСТ 13109-97 Електрична енергія. Сумісність технічних засобів
електромагнітна. Норми якості електричної енергії в системах
електропостачання загального призначення
30. https://forca.com.ua/instrukcii/pidstanciyi/ekspluataciya-silovyh-
transformatorov_4.html
31. Шкрабець, Ф.П. Аналіз впливу параметрів повітряних ЛЕП на
технічні втрати при транспортуванні електроенергії [Текст]/Ф.П. Шкрабець,
П.Ю. Красовський // Вісник Чернігівського державного технологічного
університету (Серія „Технічні науки”). - 2013. - №2 (65). - С.173-178.
32. Шкрабець, Ф.П. Характер зміни навантажувальних втрат у
повітряних ЛЕП у процесі тривалої експлуатації [Текст]/Ф.П. Шкрабець,
П.Ю. Красовський // Гірнича електромеханіка та автоматика: наук. техн. зб. –
2013. – Вbп. 90. - С. 16-20.
Арк.
ЧДТУ А1 23223 63/03-03 П З
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства………………………………………..
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………