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/5729| Title: | Система електропостачання підприємства із виготовлення гіпсових виробів |
| Authors: | Протасов, Сергій Юрійович Кайданович, Андрій Олександрович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства із виготовлення гіпсових виробів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено схему десятиступінчатого автоматичного компенсатора реактивної потужності. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок вартості встановлення та підключення цехових підстанцій підприємства. У розділі «Охорона праці» розглянуто можливість модернізації системи пожежної сигналізації в приміщенні технічного відділу. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5729 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Кайданович.pdf Restricted Access | 6.64 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 23224 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства із виготовлення
гіпсових виробів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Кайданович Андрій Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Сергій ПРОТАСОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ . 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проєктування .............................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання .............. 11
1.4 Характеристика джерела живлення ................................................................ 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .............. 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .............................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ....................................................................................................................... 22
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
................................................................................................................................... 24
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .................................................................................................. 24
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ....... 27
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 30
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ..................................................................... 34
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................. 34
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ............................................................ 35
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ............................................ 38
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................... 44
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції ............................ 44
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ...................................................................... 47
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .................................. 52
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ ............................................................................................... 53
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ
Ар Зм. № докум. Підпис Дата
Розро б. Кайданович А.О. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Протасов С.Ю. Система електропостачання 3 120
Т. контр. підприємства із виготовлення
Н. контр. Ключка К.М. гіпсових виробів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 53
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ...................................................... 54
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В ........................................................................................................................... 58
6.1 Вихідні дані для розрахунків ........................................................................... 58
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ....................................................................................................................... 60
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ ... 63
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ........... 66
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ....................................... 66
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ........................................................... 66
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .............................................. 67
7.4 Вибір трансформаторів струму ....................................................................... 68
7.5 Вибір трансформаторів напруги...................................................................... 70
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ........................................................ 70
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ......................... 72
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ..................................... 72
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................. 73
8.2.1 Загальні відомості ....................................................................................... 73
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 74
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ...................................... 78
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги ...................... 81
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ........................ 84
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 84
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту .............................................................................................................. 85
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ............................ 90
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 92
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ........................ 94
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 97
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................... 97
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції ..... 99
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 100
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка схеми десятиступінчатого
автоматичного компенсатора реактивної потужності .......................................... 104
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості встановлення та
підключення цехових підстанцій підприємства.................................................... 108
11 ОХОРОНА ПРАЦІ .............................................................................................. 110
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при роботі
в технічному відділі .............................................................................................. 110
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації в приміщенні технічного
відділу..................................................................................................................... 112
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ................................................................ 119
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3, 4], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати чи
знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносяться
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і т.
д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об'єкта проєктування
Завод, електропостачання якого ми будемо проєктувати в даній
кваліфікаційній роботі бакалавра, займається виготовленням гіпсових виробів.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної енергії
окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на підприємстві,
характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху виготовлення будівельного гіпсокартону
живляться трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною
напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних установок,
що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 1 17,5 0,8
2 Голендер 16 31,4 0,82
3 Ковшовий змішувач 16 13,5 0,83
4 Листоформовочна машина 16 64,5 0,84
5 Відрізний ніж 16 3,2 0,87
6 Торцювальний верстат 16 3,7 0,86
7 Пропарочна камера 4 4,2 0,9
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
8 Ролер 16 17,1 0,8
9 Пневморозподільник 1 68 0,85
10 Компресор 1 42 0,84
11 Штабилятор 1 17,5 0,85
12 Вентилятор приточний 4 24 0,88
13 Вентилятор витяжний 6 17,7 0,88
114
Однофазні електроприймачі
1 Різак 3 1,4 0,9
2 Сушилльна еамера 3 1,8 0,9
6
В цеху виготовлення будівельного гіпсокартону на рівні технологічних
зв’язків здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Особливостями розташування обладнання у примащені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загально-виробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають
:становлять 48×60×6, м. з площею освітлення S=2880 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проєктуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати
всередину машин, апаратів [5, 6].
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції (РПС)
енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
обрана номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=3300 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 55 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 861,3 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 11
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній спроможності
і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і відхилення напруги,
вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань електропостачання
сучасного промислового підприємства, у тому числі, окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3T0 (у решті
випадків – 3T0);
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, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження» Imax Iроз ,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [7], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На заводах середньої та
великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства ( Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для окремого
електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [7] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е n . (2.5)
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
nе
ном . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання К
е в
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
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 16
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Р
i ном tgі . (2.9)
i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
Sроз P2
роз Q2
роз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [7], розраховуємо в якості прикладу величину розрахункового
активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
будівельного гіпсокартону.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(ковшовий змішувач) Рном,1. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким
чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та номінальну
потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,1 pном n 13,5 16 216 кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,4 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку К .
в Рном,
заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,1 0,7 216151,2 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ 0,7 216 0,67 101,6квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ.
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2pном 2 2498,4
nе 73,4 шт.
pном м ax 68
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 1702,8
Кв, цеху 0,68 .
n
Р 2498,4
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе= 73,4 та К
в, цеху 0,7
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,05.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рроз. цеху Кр Кв. цеху Рном.цеху Кр Кв. i Рном і 1702,8 1,05 1788 кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової строки
графи 9:
Qроз.цеху (Кв Рном tgφ) 1119,3квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S 2 2 2 2
роз.цеху Pроз.цеху Qроз.цеху 1788 1119,3 2109,4 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
виготовлення будівельного гіпсокартону.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 21
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 .
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається наступним
чином
Рном.у = 3 ∙ Рном. .ф або Рном.у = 3 ∙ ��пасп ∙ √ТВ ∙ ��������пасп, (2.11)
де Рном. .ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
��пасп - паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електроспоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.
В цеху використовується три різака та три сушильні камери, з наступними
паспортними даними:
��пасп = 1400 Вт; ��������пасп = 0,92; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��пасп = 1800 Вт; ��������пасп = 0,9; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
Рном.у = 3 ∙ 1,4 ∙ 0,4 + 3 ∙ 1,8 ∙ 0,4 = 6,1 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 6,1 ∙ 0,9 = 5,5 квар.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху елеваторних зерносушильних машин. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 50×60×6, з площею освітлення
S=3000 м2.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для визначення електричних навантажень (ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному типу
світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників
визначається питома потужність загального рівномірного освітлення,
необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,95 9,7 2880)
Рм.о. 26,5 кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е
ф к з.ф
р п.о.ф Р п.о.табл к , (2.13)
100 к р
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [7], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [7], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7].
200 1,8
рп.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Q м.о Р м.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Qм.о 26,5 0,2 5,4 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рроз. цеху Рроз. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз. ос. цеху . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рроз. цеху Рроз.ос. цеху 1788 26,51814,5 кВт,
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз.ос. цеху 111935,41124,7 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
2 2
S Р Q 1814,52 2
ТП6 0,38 цеху 0,38 цеху 1124,7 2028кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТПі за формулою (2.18) по
усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цехуi Q0,4 цеху . (2.18)
i
i i
Sпр 0,9 11851,52 7313,12 12533,5
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН.ГПП =12533,5 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами [1, 6]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола вибирають
центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а радіус кола
зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії; значення його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності групи
електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m
де r 2
p.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
αоc.н
р, цеху i , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного нами цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень
Р
r р0,38(ТП2) 2142
ТП2 64,3 мм.
3,14 m 3,14 0,165
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Рроз, цеху Р
роз, ос, цРех0у,4 цеху m r
Вт/мм2 c.н oc.н
кВт кВт кВт мм
Станція очисних споруд.
Насосна станція. Склад 434,8 82,6 517,4 0,165 303 57 31,6
хімікатів
Цех профільованого заліза. Цех
2094,7 47,3 2142 0,165 352 8 64,3
скульптур та ліпнини
Цех акустичного гіпсокартону.
1616,8 32,1 1648,9 0,165 353 7 56,4
Цех переробки некондиції
Цех пластичного лиття.
1789,5 41 1830,5 0,165 352 8 59,4
Цех армувальних сіток
Цех декоративних гіпсових
1898,5 53,7 1952,2 0,165 350 10 61,4
панелей
Цех будівельного гіпсокартону 1788 26,5 1814,5 0,165 355 5 59,2
Цех плит для підвісних стель.
Будівля управління. 678,5 104,5 783 0,165 312 48 38,9
Дослідницький цех. Склади
Цех шпаклівок. Котельня.
1110,7 52,3 1163 0,165 344 16 47,4
Градирні
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку
з координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, мм;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, мм;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (P y )
i1 2753576 p i
i i
1 2737680
Х 232,3м, Y 2313 м.
n n
P 11851,5 11851,5
p.i Pp
i i
1 i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми навантаження
(таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо використовувати
при виборі місця розташування ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність зон
з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого ЦЕН
та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [2].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в 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.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
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 для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
57566,6
Х ЦЕН 23м.
2498,4
89393,4
YЦЕН 35,8 м.
2498,4
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а й менування ��ном. �� , �� , �� ��
�� ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м ном. м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Тельфер 17,5 20 350 55 962,5
2.1 Голендер 31,4 5 157 55 1727
2.2 Голендер 31,4 30 942 55 1727
2.3 Голендер 31,4 5 157 50 1570
2.4 Голендер 31,4 30 942 50 1570
2.5 Голендер 31,4 5 157 42 1318,8
2.6 Голендер 31,4 30 942 42 1318,8
2.7 Голендер 31,4 5 157 38 1193,2
2.8 Голендер 31,4 30 942 38 1193,2
2.9 Голендер 31,4 5 157 32 1004,8
2.10 Голендер 31,4 30 942 32 1004,8
2.11 Голендер 31,4 5 157 28 879,2
2.12 Голендер 31,4 30 942 28 879,2
2.13 Голендер 31,4 5 157 18 565,2
2.14 Голендер 31,4 30 942 18 565,2
2.15 Голендер 31,4 5 157 12 376,8
2.16 Голендер 31,4 30 942 12 376,8
3.1 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 55 742,5
3.2 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 55 742,5
3.3 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 50 675
3.4 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 50 675
3.5 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 42 567
3.6 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 42 567
3.7 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 38 513
3.8 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 38 513
3.9 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 32 432
3.10 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 32 432
3.11 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 28 378
3.12 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 28 378
3.13 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 18 243
3.14 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 18 243
3.15 Ковшовий змішувач 13,5 8 108 12 162
3.16 Ковшовий змішувач 13,5 29 391,5 12 162
Листоформовочна
4.1 64,5 10 645 55 3547,5
машина
Листоформовочна
4.2 64,5 26 1677 55 3547,5
машина
Листоформовочна
4.3 64,5 10 645 50 3225
машина
Листоформовочна
4.4 64,5 26 1677 50 3225
машина
Листоформовочна
4.5 64,5 10 645 42 2709
машина
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Листоформовочна
4.6 64,5 26 1677 42 2709
машина
Листоформовочна
4.7 64,5 10 645 38 2451
машина
Листоформовочна
4.8 64,5 26 1677 38 2451
машина
Листоформовочна
4.9 64,5 10 645 32 2064
машина
Листоформовочна
4.10 64,5 26 1677 32 2064
машина
Листоформовочна
4.11 64,5 10 645 28 1806
машина
Листоформовочна
4.12 64,5 26 1677 28 1806
машина
Листоформовочна
4.13 64,5 10 645 18 1161
машина
Листоформовочна
4.14 64,5 26 1677 18 1161
машина
Листоформовочна
4.15 64,5 10 645 12 774
машина
Листоформовочна
4.16 64,5 26 1677 12 774
машина
5.1 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 55 176
5.2 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 55 176
5.3 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 50 160
5.4 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 50 160
5.5 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 42 134,4
5.6 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 42 134,4
5.7 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 38 121,6
5.8 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 38 121,6
5.9 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 32 102,4
5.10 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 32 102,4
5.11 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 28 89,6
5.12 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 28 89,6
5.13 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 18 57,6
5.14 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 18 57,6
5.15 Відрізний ніж 3,2 12 38,4 12 38,4
5.16 Відрізний ніж 3,2 23 73,6 12 38,4
6.1 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 55 203,5
6.2 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 55 203,5
6.3 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 50 185
6.4 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 50 185
6.5 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 42 155,4
6.6 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 42 155,4
6.7 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 38 140,6
6.8 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 38 140,6
6.9 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 32 118,4
6.10 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 32 118,4
6.11 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 28 103,6
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
6.12 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 28 103,6
6.13 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 18 66,6
6.14 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 18 66,6
6.15 Торцювальний верстат 3,7 11 40,7 12 44,4
6.16 Торцювальний верстат 3,7 21 77,7 12 44,4
7.1 Пропарочна камера 4,2 19 79,8 53 222,6
7.2 Пропарочна камера 4,2 19 79,8 40 168
7.3 Пропарочна камера 4,2 19 79,8 29 121,8
7.4 Пропарочна камера 4,2 19 79,8 15 63
8.1 Ролер 17,1 19,5 333,45 55 940,5
8.2 Ролер 17,1 20,5 350,55 55 940,5
8.3 Ролер 17,1 19,5 333,45 50 855
8.4 Ролер 17,1 20,5 350,55 50 855
8.5 Ролер 17,1 19,5 333,45 42 718,2
8.6 Ролер 17,1 20,5 350,55 42 718,2
8.7 Ролер 17,1 19,5 333,45 38 649,8
8.8 Ролер 17,1 20,5 350,55 38 649,8
7.9 Ролер 17,1 19,5 333,45 32 547,2
8.10 Ролер 17,1 20,5 350,55 32 547,2
8.11 Ролер 17,1 19,5 333,45 28 478,8
8.12 Ролер 17,1 20,5 350,55 28 478,8
8.13 Ролер 17,1 19,5 333,45 18 307,8
8.14 Ролер 17,1 20,5 350,55 18 307,8
8.15 Ролер 17,1 19,5 333,45 12 205,2
8.16 Ролер 17,1 20,5 350,55 12 205,2
9 Пневморозподільник 68 52 3536 43 2924
10 Компресор 42 46 1932 55 2310
11 Штабилятор 17,5 30 525 5 87,5
12 Пневморозподільник 68 43 2924 40 2720
13.1 Вентилятор приточний 24 46 1104 31 744
13.2 Вентилятор приточний 24 46 1104 33 792
13.3 Вентилятор приточний 24 46 1104 35 840
13.4 Вентилятор приточний 24 46 1104 22 528
14.1 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 20 354
14.2 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 32 566,4
14.3 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 34 601,8
14.4 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 36 637,2
14.5 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 38 672,6
14.6 Вентилятор витяжний 17,7 46 814,2 40 708
Разом 2498,4 57566,6 89393,4 23 35,8
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати ЦЕН
реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище вказані
фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання підприємства основними
чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в
першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості забезпечення резервування у технологічної частині проєкту, вимоги
електробезпеки [2].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних
з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з
загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти наступним
вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
- ураховувати перспективу розвитку;
- допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП, приведену
на рисунку 3.1
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
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.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І ВН ГПП
роз = К зав.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.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Ртр 0,02 12533,5 250,6 кВт,
Qтр 0,112533,51253,3 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Sрозр 0,9 (11851,5 250,6)2 (7313,11253,3)2 13344,5 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
13344,5
Sтр 9531,7 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
13344,5
ІрозПЛ = 70,1 А ,
1,732 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
70,1
Fек 60 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного режиму,
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 37
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний переріз за
умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ
складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
70,11260 А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .70,1А<1,07 .1,25 .260 А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її товщиною
і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [13].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по яких
передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати напруги
мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення кутів
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
зсуву стають великими, як правило, близько 1525 , 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 XR , кут невеликий (менше
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.2).
На рисунку 3.2 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U/
ф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.5)
Рисунок 3.2 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U //
ф1 ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.7)
U j
ф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U / 2 // 2
ф2 Uф) (Uф ) (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф . (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.3 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ . Тоді
втрати напруги U приблизно визначається за формулою
U U/ 3 (I P
R I іR QіX PіR QіX
a p X) , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
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
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ /
0 0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – 1,
для сталі – 1 .
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 ,м. (3.15)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування на
15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Оммм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
I Pі Q
a ; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проєктна потужність підприємства Рі=11851,5 кВт; Qі=7313,1 квар,
R0=0,34 Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 55=18,7 Ом,
Х Х0 L, Х=0,31855=17,5 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
11851,5
Ia 62,2 А;
3 110
7313,1
Iр 38,4 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U'
ф 62,2 18,7 38,4 17,5 1835,1 В.
U 62,2 18,7 38,4 17,5 491,1 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5);
U (110 1,835)2 106
ф1 (0,4911)2 106 111,836 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (1,835)2 106 (0,4911)2 106 1899,6 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,836 110,0=1,8 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктній
потужності Рі=11851,5 кВт; Qі=7313,1 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
1,8 103
U(%) 100=1,6 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6 ступені,
кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо вибираємо трансформатор ТДН-10000/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=10 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ=
50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [13], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
14500
14000 Sмакс
13500
13000
13344
12500
12000
11500 12010
11000
10500 Sн.тр
10000 10676
9500
9000 9601
9341
8500
8000
7500 8007 8007
7000
6500
6000 6672
5500
5000
5338 5338 5338
4500
4000
3500 4003 4003
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt i )
1
К1
1i ; (4.5)
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 трансформатора, шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
((5,3 1) (4 1) (4 2) (5,3 1) (9,6 1)
1 (9,3 3) (8 3) (8 3) (6,6 1) (5,3 1))
К1 0,53 .
10 (11 2 11 3 3 311)
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 Δt
1 i i )
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((12 2) (10 2) (13,3 3))
К2 0,35 .
10 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 13344,5
К2 1,2 .
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥1,2.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження трансформаторів,
схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно 6живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів (НБК)
у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 47
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
2028
δs 0,7 .
2880
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР, що
призначені для живлення технологічно зв’язаних навантажень:
P
N min м ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
1814,5
Nmin 0,49 2 шт ,
0,75 1600
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N N m, Ne 20 2 шт.
е min (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [11]
у функції Nmin, N.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
кз.ф мТП , (4.12)
Ne Sн.тр
2028
кз.ф 0,63.
2 1600
Qmax.T (2 0,63 1600)2 -1814,52 905,9квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 1124,7 - 905,9 218,8 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q HK 2 Q _ _
м Q HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких відсутні
К
джерела реактивної потужності γ р1 [11]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній роботі
- 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та
потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними
таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині живлячої
лінії [11].
QHK2 1124,7 218,8_ (0,18 2 1600) 329,9 квар, .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2, (4.15)
QНК=218,8+329,9=548,7 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо дві
конденсаторні установки марки УКЛН - 0,38-300-150 У3 потужністю 300 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
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.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією" передбачають
нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо у іменованих
одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності нормується і
реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проєктування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , 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 Q _
тр Q _
ек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадіння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторних
батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 7313,11253,3861,3 3520 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1800 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [5]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних заводах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні схеми
забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання, від
джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз 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 післяаварійному
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 ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
Дані для розрахунків (Рр0,38, Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 4.1 та заносимо у
таблицю 1.5 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Р =1814,5+0,02.
м10 1600=1846,5 кВт ,
QМ10=1124,7+0,1.1600=1284,7 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
S 2 2
Л(ГППТП6) 1846,5 1284,7 2249,4 кВА.
де Рм10 і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Кільк. Р
№ ТП т-рів р0,38, Qр0,38, Sн.тр , Рм10, Qм10, Sл
шт. кВт квар кВА кВт квар кВА
ТП-1 2 517,4 273,1 400 525,4 313,1 611,6
ТП-2 2 2142 1333,9 1600 2174 1493,9 2637,8
ТП-3 2 1648,9 995,9 1600 1680,9 1155,9 2040
ТП-4 2 1830,5 1139,7 1600 1862,5 1299,7 2271,1
ТП-5 2 1952,2 1174,2 1600 1984,2 1334,2 2391,1
ТП-6 2 1814,5 1124,7 1600 1846,5 1284,7 2249,4
ТП-7 2 783 445,2 630 795,6 508,2 944,1
ТП-8 2 1163 826,5 1000 1183 926,5 1502,6
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП5) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2249,4
Iр.Л,(ГППТП6) 130 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа 4).
Згідно економічної густини струму jеквизначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 130
F 92,9 мм2
ек .
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП6) Fек=92,9 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ, що має переріз 95 мм2,
Іном.каб=240 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [6]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах
130 240 1,05 0,9 205 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 130 240 1,05 0,9 1,25 231А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більше
(5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sinφ), (5.5)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 1.5 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП6
Р
сosφ м10 1846,5
0,82 ,
Sл 2249,4
Q 1284,7
sin φ м10 0,57 .
Sл 2249,4
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 130 0,2 (0,405 0,82 0,064 0,55) 16,6 В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 16,6 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм2 А мм2
ГПП-ТП1 210 611,6 35,4 25,3 115 25 АСБГ (3×25)
ГПП-ТП2 190 2637,8 152,5 108 270 120 АСБГ (3×120)
ГПП-ТП3 205 2040,0 117,9 84,2 240 95 АСБГ (3×95)
ГПП-ТП4 60 2271,1 131,3 93,8 240 95 АСБГ (3×95)
ГПП-ТП5 140 2391,1 138,2 98,7 240 95 АСБГ (3×95)
ГПП-ТП6 200 2249,4 130 92,9 240 95 АСБГ (3×95)
ГПП-ТП7 130 944,1 54,6 39 135 35 АСБГ (3×35)
ГПП-ТП8 240 1502,6 86,9 62 200 70 АСБГ (3×70)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 240 95 АСБГ (3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ,
що встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОКСТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
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 рисунках 6.1 і 6.2
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого замикання
на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми заміщення.
Т2
Т4
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 2
каб.лін 4
каб.лін 3
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=3300 МВА;
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- довжина повітряної лінії lл=55 км.
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.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
Iб б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
с ,
Sк.з.
100
Хс 0,03 .
3300
– повітряної лінії 110, кВ
S
R r l б
пл 0л л , )
U2
б1
100
Rпл 0,38 55 0,158;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X б
пл x0л lл ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 55 0,025.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х кз
тр = б ,
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Хтр 1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках
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) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,99 кА ;
0,0552 0,1582
Хсум(К1) Хс Хпл,
Х 0,030,025 0,055 ;
сум(К1)
Rсум(К1) Rпл,
R 0,158 .
сум(К1)
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
сум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
0,158
3,14( )
к 12,718 0,055 1,12.
уд(К1)
іуд(К1) 2 2,991,124,7 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5,5
І 4,93 кА
кз(К2)
1,1052 0,1582
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Х 0,030,0251,05 1,105 ;
сум(К2)
Rсум(К2) Rпл ,
R 0,158 .
сум(К2)
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
іуд(К2) 2 4,931,016,94 кА.
R
сум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,158
3,14( )
к 12,718 1,105 1,01.
уд(К2)
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 4,24 кА,
1,1692 0,5632
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,03 0,0251,05 0,0641,169;
R сум(К3) Rпл R л1 ,
Rсум(К3) 0,158 0,405 0,563 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
іуд(К3) 2 4,24 1,02 6,06 кА.
R
сум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,563
3,14( )
к 1,169
уд(К3) 1 2,718 1,02.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,2 кА,
1,1732 1,2582
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Х 0,030,0251,050,068 1,173 ;
сум(К4)
Rсум(К4) Rпл R л2 ,
R 0,1581,1 1,258 .
сум(К4)
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 3,21,054,68 кА
R
сум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
1,258
3,14( )
к 12,718 1,173 1,05
уд(К4) .
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
І 4,02 кА,
кз(К5)
1,172 0,7072
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Х 0,030,0251,050,065 1,17 ;
сум(К5)
R сум(К5) Rпл R л3 ,
R 0,1580,549 0,707 .
сум(К5)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ,
іуд(К5) 2 4,021,035,78 кА.
R
сум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
0,707
3,14( )
к 12,718 1,17 1,03.
уд(К5)
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точкак.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,055 0,158 0,17 2,99 4,70
К2 1,105 0,158 1,12 4,93 6,94
К3 1,169 0,563 1,3 4,24 6,06
К4 1,173 1,258 1,72 3,20 4,68
К5 1,170 0,707 1,37 4,02 5,78
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де n - коефіцієнт вибирається залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,025 0,09
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
S1 3
к k Sк ,
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.
1
Sк 1,5 3300 3900 .
Струм однофазного к.з, на шинах заводської підстанції визначаємо виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 3900
I 20,5
kc кА.
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 б
со х х ,
І (1) с1 с2
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
31 5,5
хсо 0,030,03 0,74 .
20,5
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о
(0,740,09)(1,051,05)
х0 0,6 .
(0,740,09)(1,051,05)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 Iб
kA1 х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 хл1 0,030,025 0,055
,
(1) 3 1 5,5
ІkА1 23,4 кА.
0,055 0,055 0,6
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 65
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.
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.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 1.8, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії
ВГТ-110ІІ*-40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням
температури оточуючого повітря - 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності - до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=70,1 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =4,7 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =2,99 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (4,7 103 )2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2 В І2 t
0,77 106 В2 с ІТ tТ 4800 106 В2 с к Т T
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=70,1 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =4,7 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
В І2 t (4,7 103 )2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
к n к 2
0,77 106 2 2 В І t
В с ІТ tТ 4800 106 В2 с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ значення
Ір визначаємо за співвідношенням
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=734,6 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =6,94 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =4,94 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (6,94 103 )2
к n к 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
2 6 2 В І2 t
2,64 106 В2 с ІТ tТ 1200 10 В с к Т T
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
S 13344,5 103
І розр
р.секц 367,3 А.
2 3 Uн (2 3 10) 103
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним приводом
[13].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=367,3 А Iном=630 А Ір Іном
іу =6,94 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =4,94 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (6,94 103 )2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
к n к В І2
2 t
2,64 106 В2 с ІТ t 1200 106 В2 с к Т T
Т
7.4 Вибір трансформаторів 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 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=734,7 А Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =6,94 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
Вк І2
n tк (6,94 103 )2 0,055 ІТ 31,5 кА; t
Т 4 с;
6 2 І2 t 3969 106 2
2,64 10 В с Т Т В с
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S I2
2 Н 2 Н (r
r прил rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 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:
lp ρ Fпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 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.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушок P, Q, S,
котушкою, Вт tgφ
Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, 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
співвідношенням [2]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів КЗ, А;
tt∞ – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
У такому разі
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6060 0,135
F 2
min 26,2 мм .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП6), що має переріз F=95
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 71
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 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва, умов
оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та багато
інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою найбільш
доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема може
виявитися найбільш раціональною.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових заводах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [9].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування 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 основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, шинопроводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [9].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і економічність
освітлювальних установок залежить від правильності вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним 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.
За 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. 74тощо.). 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.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для прикладу
нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
кз ЕФ min S z , (8.1)
N
де кз– коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття від
поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається за
виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу світильника,
м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, 1,11,2
;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових ізолюкс,
i1
лк;
n – кількість врахованих світильників.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам
освітленості [9] визначаємо освітленість системи загального освітлення цеху
Ен 200 лк.
К з Еmin S zFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [9];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,85,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
48 60
N 85,6 86 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається за
виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
48 60
і 4,6.
5,8 (48 60)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 2880 1,15
Fp 18477 лм.
86 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛБ-65, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4650 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=18600 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
F
% cв Fр 18600 18477
100% 100% 0,66%
F (8.9)
р 18477
що є допустимо.
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, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ 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 і у
мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 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 із заземленою нейтраллю при дотриманні наступних умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
- забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і 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 в
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 і
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).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 застосовуватись напруга
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
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 можливості забезпечити
необхідну якість напруги, коли використовується для силових навантажень
напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В неприпустима
для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛБ-65 кдод = 1,12 [9].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (86 ∙ 0,26) = 22,3 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимим
струмом навантаження
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мереж визначається за виразом:
Р Р
І роз роз , (8.11)
роз.осв
3 U cos 3Uф cos
л
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
22,3
І 37,8 А.
роз.осв
3 0,38 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
8.2.4 Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ ЕN 50160:2014 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах 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 ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою 90%Uном,
на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (��КЗ), %;
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 за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 7,5
�� = = 0,47 %;
1600
�� = 7,5 − 0,47 = 7,48 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,75 ∙ 0,9 +7,48 ∙ 0,44) = 3,45 %;
∆��м = 105 − 3,45 − 97,5 = 4,1 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [13];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для кожної
окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищує 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [13] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині для
даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно до
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
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
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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;
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 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
P
Ipоз = роз (8.18)
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 , (8.19 )
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та шини
для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками конкретних
виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
І р ; (8.22)
3 U н
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції(таблиця 1.4),.
3200 0,63
Ір 3066,6 А
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ.
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних [21]в
залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
5000 ≥4000 4000>1,1.3066,6=3373,2
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач виробництва компанії NEO
ВВ/N10M-630A. Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи,
ми застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення:
0,5(S к )
н.тр з
І ; (8.23)
р.СВ
3 Uн
0,5 (3200 0,63)
Ір.СВ 1533,3 А .
3 0,38
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [21]в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
2500 ≥2000 2000>1,1.1533,3=1686,6
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо секційний автоматичний вимикач серії Е25В, що встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=4000 A.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
4000>3066,6.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз=1;
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68П; Ід.д=4000 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів згідно ПУЕ (розділ
2.1.31 – 2.1.51).
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
Р
І Н
р ,
3 U cos (8.24)
н
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [5,6] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - 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 (таблиця 1.3.3 ПУЕ), умова
прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1,25 Ip
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Р I , I
Назва споживача н р max., Iн.доп.л
Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Тельфер 17,5 33,3 41,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Голендер 31,4 58,2 72,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Ковшовий змішувач 13,5 24,7 30,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Листоформовочна машина 64,5 116,8 146 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Відрізний ніж 3,2 5,6 7 19 АВВГ(4×2,5)
Торцювальний верстат 3,7 6,5 8,2 19 АВВГ(4×2,5)
Пропарочна камера 4,2 7,1 8,9 19 АВВГ(4×2,5)
Ролер 17,1 32,5 40,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Пневморозподільник 68 121,7 152,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Компресор 42 76,1 95,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Штабилятор 17,5 31,3 39,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вентилятор приточний 24 41,5 51,9 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вентилятор витяжний 17,7 30,6 38,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Освітлення 22,3 40,3 50,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Різак (220 В) 1,4 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5)
Сушильна камера (220 В) 1,8 8,2 10,3 32 АПвВГ (2х2,5)
Конденсаторна установка 300(квар) 456,3 540 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5 до
2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном
. Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження напруги
призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП або
ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або найбільш
потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних 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 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати 5%
номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U1 E m ΔU тр U
м ΔUсп 5, (8.25)
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].
U 15 4,1616,65 12,8 5% U 525 В
1 н
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ), (8.26)
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
100 ΔP
U кз
a ,
Sн.тр
100 18
Ua 1,125 В ,
1600
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
Up U2
кз U2
a ,
U 5,52
p 1,1252 5,4 В.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2433,8
ΔUтр (1,125 0,95 5,4 0,31) 4,16 .
1600
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em кз (ΔUтр ΔUм ) ΔUcп 5%,
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11].
U2 150,3(4,1616,6)53,1 5% Uн 525 В .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення, обирати
відпайки для цехової КТП не потрібно.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання з
урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик (кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
І роз, РП = Іном КП , (8.41)
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.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [2], за умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 362,5 453 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 334,2 417,7 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 339,2 424 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-4 334,2 417,7 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-5 339,2 424 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 334,2 417,7 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 339,2 424 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-8 356,1 445,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-9 260,8 326 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-10 122,4 153 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [15] та керуючими вказівками [1].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ варто
враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема заміщення
схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання, приведені на
рисунок 8.5.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 3
r к.з 10
тр , (8.42)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;
18 103
rтр 103 0,0024 Ом.
3 2433,8
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
Ін.тр 103 , (8.43)
3 U н
1600
Ін.тр 103 2433,8 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U 2 103
z к.з. н
тр , (8.44)
100 Sн.тр
5,5 3802 103
zтр 0,0049 Ом.
100 1600
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр , (8.45)
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
хтр 0,00492 0,00242 0,0042 Ом.
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2
m
Z (К1) r
i x
i , (8.46)
i1 i1
Z r r r r 2 2
(К1) тр ав тс ш rпр х тр хав хтс хш ,
2
0,0024 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z(К1) 0,0026 Ом.
2
0,0042 0,00008 0,00002 0,000014
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U
к.з.(К1)
0 , (8.47)
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
І(3) 399
к.з.(К1) 38,07 кА.
3 0,008
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z r r r r r 2
(К2) (К1) ш ав л ав rпр х(К1) хш хав хл х 2
ав ,
0,00267 0,0001 0,0001 0,0223 2
0,00017 0,00008
Z(К2) 0,0259 .
2
0,00431 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l л 103
rл , (8.48)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х0 , (8.49)
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з.(К2) , (8.50)
3 Z (К2)
(3) 399
Ік.з.(2) 8,9 кА.
3 0,0259
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [2].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі, що
захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та характеристик
ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та електромагнітного
розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, Іп=(5-7.Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати виробництва
компанії ВА . Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ДСТУ EN 60529:2018 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандарті DIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І .
Найменування обладнання р, 1,1 Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 33,3 36,6 ВА47-29 63 40 500
Голендер 58,2 64,1 ВА47-100 100 80 1000
Ковшовий змішувач 24,7 27,2 ВА47-29 63 32 500
Листоформовочна машина 116,8 128,5 ВА88-33 160 160 1600
Відрізний ніж 5,6 6,2 ВА47-29 63 8 500
Торцювальний верстат 6,5 7,2 ВА47-29 63 8 500
Пропарочна камера 7,1 7,8 ВА47-29 63 8 500
Ролер 32,5 35,8 ВА47-29 63 40 500
Пневморозподільник 121,7 133,9 ВА88-33 160 160 1600
Компресор 76,1 83,7 ВА47-100 100 100 1000
Штабилятор 31,3 34,4 ВА47-29 63 40 500
Вентилятор приточний 41,5 45,6 ВА47-29 63 50 500
Вентилятор витяжний 30,6 33,7 ВА47-29 63 40 500
Освітлення 40,3 44,3 ВА47-29 63 50 500
Різак (220 В) 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 150
Сушильна камера (220 В) 8,2 9 ВА47-29 63 3 150
Розподільчий пункт РП-1 362,5 398,7 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-2 334,2 367,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-3 339,2 373,1 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-4 334,2 367,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-5 339,2 373,1 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-6 334,2 367,6 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-7 339,2 373,1 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-8 356,1 391,7 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-9 260,8 286,9 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-10 122,4 134,6 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 456,3 502 ВА88-40 800 630 8000
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.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.51)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=116,8 А, Ідоп.л=160 А, Ізах=160 А.
1 ∙ 160 ≥ 1 ∙ 160 А.
Таким чином мережа захищена.
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 у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі 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 зажимах 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 ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата 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.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта трансформації,
за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7.
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного обладнання
підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і
безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
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 8.6 приведена комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТП Харківського електротехнічного
підприємства.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТП–1600/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 1600 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ-1600/10/0,4-04 У3:
– Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
– Силовий трансформатор.
– Кожух виводів силового трансформатору.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 8.7 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.8 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.7 – Загальний вид шафи Рисунок 8.8 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – управління
відсік шинок управління; 8 – відсік шин
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатору серії ТМЗ приведено на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 102
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
1600/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проєктується система
План КТП наведений на аркуші 7 (Компоновка КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка схеми десятиступінчатого
автоматичного компенсатора реактивної потужності
Для динамічної компенсації реактивної потужності (технологічного
устаткування, вентиляторне, механічне та транспортувальне обладнання тощо)
будемо використовувати інтелектуальну (мікропроцесорну) схему
десятиступінчатого автоматичного компенсатора з релейною комутацією,
функцією контролю і самоконтролю. Релейні контактори забезпечують на
декілька порядків більшу надійність перемикання конденсаторних батарей, при
цьому, час реакції не перевищує 15 мс, комутація відбувається у момент переходу
мережної напруги через нуль, унаслідок чого пускові струми зводяться до
мінімуму.
Інтелектуальна схема забезпечує контроль напруги, правильності
чергування фази, струм конденсаторної батареї, з видачею попереджень у разі
збоїв. При виході контрольованого параметра за допустимі межі комутується
аварійний контакт або проводиться відключення навантаження (конденсаторної
батареї). Конденсаторна абатарея знов підключається після зникнення небезпеки
аварії. .
Функціональна блок-схема десятиступінчатого автоматичного
компенсатора реактивної потужності. На рисунку 9.1 представлена
функціональна блок-схема десятиступінчатого автоматичного компенсатора
реактивної потужності.
220В 50Гц
Трансформатори Мікроконтролер
струму та напруги
Блок живлення Блок управління Блок управління Блок статичних
схеми керування вентилятором компенсатором конденсаторів
охолодження
Вентилятор
охолодження
Рисунок 9.1 - Блок-схема десятиступінчатого компенсатора реактивної
потужності
Розроблюваний пристрій складається з таких блоків та вузлів.
Блок живлення схеми керування – призначений для перетворення
мережевої змінної напруги 220 В у постійну напругу +5 В для живлення схеми
управління.
Основу схеми складає мікроконтролер DD1 для коректної роботи якого
(своєчасність та правильність реагування на зміну реактивної потужності в
мережі) в схемі використано трансформатори струму та напруги, основне
призначення яких – керування роботою мікропроцесору в залежності від режимів
реактивного навантаження електромережі цеху, шляхом управління керуючим
сигналом на вході Uвх, Івх мікропроцесору. В свою чергу, мікроконтролер керує
блоком релейного управління компенсатором, основна функція якого – почергове
включення-відключення чергової ступені конденсаторної батареї в залежності від
зовнішнього реактивного навантаження. Паралельно з цим, мікроконтролер та
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
блок живлення керують блоком управління вентилятором охолодження, який
керує частотою обертання електродвигуна вентилятора, тобто потужністю
повітряного потоку.
Опис електричної принципової схеми десятиступінчатого автоматичного
компенсатора реактивної потужності. Розглянемо схему десятиступінчатого
автоматичного пристрою компенсації реактивної потужності з використанням
блоку статичних конденсаторів УКЛН-0,38-300-150 У3 (рисунок 9.2).
Основним управляючим елементом пристрою компенсації служить
мікроконтролер DD1 типу 74VHC541 (виробник: NSC, США) на аналоговий вхід
якого поступають дані з трансформатору струму ТА1 (ТК-120). Генератор
тактових імпульсів, зібраний на елементах С3-R1. Корекція джерела зразкової
напруги, призначена для підвищення точності роботи пристрою і представляє
собою ємнісний фільтр С1-С2. Логічні елементи DD2-DD4 „4И” типу КР1533ЛИ6
призначений для автоматичного включення охолоджувального вентилятора
блоку статичних конденсаторів УКЛН-0,38-600-150 У3.
від цехового трансформатора до споживача
A A
B B
380 B TA1 TV1
C C
0 0
К1
VT1 К3 К5 К7 К9 DD2
DD1 1
&
R2-R11 2
6
28 СPU 6 4
Uвх D1 5
VT3 VT5
31 FU21
Івх 7
D2 KM1
VT7
8
D3
VT11 Tр1
9 К21
D4
VT9 DD3
10
D5 1
& +5 В
6 +
11
D6 4 C6
VT10 VD1-VD4
12
D7
VT8
13 VT12
D8 К22
VT6
14
D9 DD4
VT4
1
D10 15 &
2
C1 4 6
Uіон 26
5
C5
33
C2 22
FC2 Івих VT2 К4 К6 К8 К10
24 +UD 19
FC2
+UA 21 C4 VT13
34 К23
FC1
1 Uз 29
C1 Uзв 27 К2
R1 0VD 40
C3
C7 K1 C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 K21
FU1
FU11 FU22
K11 KM1
C7.1 C7.3
C7.2
M1
R12.1 R12.3
R12.2
CG1.1
Рисунок 9.2 – Схема десятиступінчатого компенсатора реактивної
потужності
Принцип роботи пристрою полягає в наступному. На аналогові входи
мікроконтролера з частотою, яка задається внутрішнім генератором тактових
імпульсів C3-R1 поступають дані з трансформаторів струму ТА1 та напруги TV1.
Арифметично-логічний пристрій вбудований в мікроконтролер обчислює
значення cos і відповідно до його величини на цифрових виводах D1-D10
з‘являється логічна „1”. Дані з цифрових виводів через опори R2-R11 поступають
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
на схему управління ступінчастим включенням блоку конденсаторів. Якщо на
цифровому виводі з‘являється високий рівень „логічна 1”, це призводить до
включення відповідних транзисторів VT1-VT10 схеми управління. Включення
таких транзисторів призводить до запуску відповідних реле К1-К10 з напругою
спрацювання +5В, контактори яких запускають відповідний каскад блоку
конденсаторів.
Враховуючи високу споживчу потужність блоку конденсаторів, в шафі з
блоком конденсаторів компенсуючого пристрою управління знаходиться
охолоджувальний вентилятор. Запуск цього вентилятора здійснюється при
замиканні контактора реле К11, яке спрацьовує при появі „логічної 1” на виході
логічного елементу „4І” – DD2, що можливо при одночасному включені не менше
чотирьох каскадів конденсаторів.
Пристрій живиться від блоку живлення зібраного по двохнапівперіодній
схемі, який підключається до однієї із фаз (наприклад, фази С) цехової мережі та
нульового дроту. Вихідна напруга стабілізатора блоку живлення +5 В, струм - 0,6
A. Трансформатор блоку живлення повинен бути з вихідною напругою ~5...8 В, в
цьому випадку падіння напруги на випрямлячі буде мінімальним, відповідно,
його нагрів також. Діоди випрямляча встановлюють на радіатор із
дюралюмінієвої пластини. Конденсатор фільтру розташовується поблизу
діодного моста.
Транзистори VТ1-VT11 обираються із серії КТ315. Резистори R2-R11 серії
ОМЛТ потужністю по 0,5 Вт. Трансформатор живлення Тр1 намотаний на
феритному осередді М2000НМ1, що має розміри 26184 мм. Обмотка I має 70
витків, обмотка II має 50 витків дроту ПЭВ-2-0,33 мм. Міжобмоткова ізоляція
повинна витримувати напругу до 250 В.
Розрахунок випрямляча блоку живлення схеми керування компенсатором
Оскільки в конструкцій блоку живлення схеми керування компенсатора
реактивної потужності використовується двохнапівперіодний випрямляч, діоди
якого включені по мостовій схемі, проводимо розрахунок випрямляча, тобто
вибираємо випрямні діоди і конденсатор фільтру, а також визначаємо необхідну
змінну напругу, що знімається для випрямляння з вторинної обмотки мережного
трансформатора.
Початковими даними для розрахунку випрямляча служать: необхідна
напруга на навантаженні Uн = 5 В і споживаний нею максимальний струм
Iн = 0,6 А.
Визначаємо змінну напругу, яка повинна бути на вторинній обмотці
мережного трансформатора:
U2 = k .
I1 Uн,
де Uн = 5 В - постійна напруга на навантаженні;
kI1 = 1,9 - коефіцієнт, що залежить від струму навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
U = 1,9.
2 5 = 9,5 В.
По струму навантаження визначаємо максимальний струм, який протікає
через кожний діод випрямного моста:
Iд = 0,5.k .
I2 Iн,
де Iн = 0,6 А - максимальний струм навантаження;
kI2 = 2 - коефіцієнт, який залежить від струму навантаження.
Iд = 0,5.2.0,6 = 0,6 А.
Підраховуємо зворотну напругу, яка буде прикладена до кожного діода
випрямляча:
Uзв = 1,5.Uн,
де Uн = 5 В - напруга на навантаженні.
U = 1,5.
зв 5 = 7,5 В.
В якості діодів випрямляча обираємо діоди КД235Б, в яких значення
випрямленого струму і допустимої зворотної напруги не менше розрахункових
(Ід = 1 А > 0,6 А; Uзв = 30 В > 7,5 В).
Визначаємо ємність конденсатора фільтру:
3200 103 I
C н
ф ,
Uн КП
де Iн = 0,6 А - максимальний струм навантаження;
Uн = 5 В - напруга на навантаженні;
Kп = 10-3 - коефіцієнт пульсації випрямленої напруги.
3200 103 0,6
Cф 384 мкФ.
5 10 3
Остаточно, в якості фільтра обираємо конденсатор К50-6-390 мкФ-10В.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості встановлення
та підключення цехових підстанцій підприємства
Визначити вартість встановлення цехової трансформаторної підстанції
(ТП) до якої входить вартість основних складових ТП, їх транспортування до
місця встановлення та вартість установки і підключення елементів ТП між собою
і до КМ з урахуванням формул та таблиць укрупнених показників вартості на ТП
та монтажні роботи, таблиця 10.1 [17].
Таблиця 10.1 – Вартісні показники встановлення ТП
Вартісні показники
Установки та/або
Елементу Транспортування,
Елемент ГПП . підключення до КМ,
ТП, СТПі СтрТП = 0,15 СТП
СустТП = 0,25.СТП
грн. грн. люд.-днів грн.
Трансформатор силовий:
- 400 кВА 3 112 200 50 490 6 841500
- 630 кВА 3 165 600 74 520 6 1242000
- 1000 кВА 2 265 300 79 590 4 1326500
- 1600 кВА 10 926 000 1 389 000 20 23150000
Конденсаторна установка
УК3-0,38-75 У3 3 4 240 1 908 3 31800
УК4-0,38-100 У3 2 7 800 2 340 1 39000
УКБ-0,38-150 У3 3 11 580 5 211 3 86850
УКБН-0,38-200-50 У3 2 13 340 4 002 4 66700
УКМ-0,415-250-50 У3 4 11 470 6 882 8 114700
УКЛН-0,38-300-150 У3 4 14 200 8 520 8 142000
Трансформатор струму 18 1 260 3 402 2 56700
Всього СТП = Σ (n .
i СТПі + СтрТП + СустТП) = 1512886000 грн.
Після запуску і тестування ТП, приймальна комісія оформлює акт передачі
ТП в експлуатацію. При цьому вартість роботи приймальної комісії [17]: Сп.к =
441600 грн.
Дані по вартості встановлення та підключення ТП наведені в таблиці 10.2.
Таблиця 10.2 - Витрати на встановлення та підключення ТП
Стаття витрат Су ма, грн.
Витрати на придбання складових елементів ТП, СТП 107932200
Витрати на транспортування елементів ТП, Стр,ТП 16258650
Вартість підряду на установку і підключення до КМ, СустТП 27097750
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 441600
Разом 151730200
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість,
ni, шт
Загальний обсяг капітальних вкладень в будівництво та монтаж системи
зовнішнього електропостачання підприємства наведено в таблиці 6.8.
Таблиця 6.8 - Розрахунок капітальних вкладень в будівництво та монтаж
системи зовнішнього електропостачання підприємства
Одиниця Кількість
Статті витрат Вартість, грн.
виміру одиниць
1. Монтаж лінії електропостачання:
- повітряні; м 30000 75272400
- кабельні м 1515 9601120,72
2. Встановлення та підключення:
- ввідної підстанції; шт. 1 305820560,8
- цехових підстанцій шт. 18 151730200
Разом за системою електропостачання – – 542424290,52
Витрати на проєктування, непередбачені
роботи й витрати (2% ≤ 3% ≤ 4%) від – – 16272720,89
попереднього разом
Всього за проєктом – – 558697020,41
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника
при роботі в технічному відділі
В даній бакалаврській роботі проводиться розробка проєкту системи
електропостачання підприємством. Ця робота проводиться в приміщенні
технічного відділу, який розташований на другому поверсі триповерхової
цегляної будівлі.
Основна робота з проєктування системи полягає в проведенні розрахунків
з використанням спеціальних прикладних програм, обробці інформації,
моделювання різноманітних процесів, розробці схем та креслень.
Устаткування відділу складається з трьох ПК і двох принтерів. Кабінет
відділу має наступні розміри: довжина 6 м, ширина 3,5 м, висота 3 м.
Приміщення розраховане на трьох одночасно працюючих чоловік. Площа, яка
припадає на одного працівника – 7 м2, об’єм – 21 м3, що відповідає вимогам ДБН
В.2.2.28-2010 з розрахунку на одного працівника.
Робота працівників відділу відноситься до категорії 1-а легких, тому що
виконується сидячи, не потребує систематичної фізичної напруги або підняття і
перенесення ваги. Енерговитрати при виконанні такої роботи складають
приблизно 150 ккал/год, це еквівалентно 172 Дж/сек.
Мікроклімат у відділі визначається: температурою повітря, відносною
вологістю, швидкістю руху повітря і інтенсивністю теплового випромінювання
від нагрітих поверхонь.
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату в кабінеті технічного
відділу наступні:
Температура повітря:
- в холодний період року – 19-20°С;
- в теплий період року – 25-30°С.
Вологість повітря:
- в холодний період року – 50%;
- в теплий період року – 45%.
Швидкість руху повітря:
- в холодний період року – 0,05 м/с;
- в теплий період року – 0,1 м/с.
Нормативні параметри мікроклімату в приміщенні відділу:
Температура повітря:
- в холодний період року – 21-25°С;
- в теплий період року – 22–28°С.
Вологість повітря: 40-60 %.
Швидкість руху повітря: не більше 0,1м/с;
Вище наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99, за
виключенням температури в холодний та теплий період року. Необхідно
встановити систему кондиціонування і підігріву повітря, тому що в теплий період
року температура повітря становить 25-30°С, а в холодний 19°С.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Кабінет відділу відноситься до класу приміщень без підвищеної безпеки
ураження електричним струмом, тому що відповідає таким вимогам:
– відносна вологість повітря 50-60%;
– кабінет має неструмопровідні дерев'яні поли (паркет);
– немає утворень пилу, що проводить струм;
– неможливість одночасного дотику з однієї сторони до металевих
конструкцій будинку, що мають з'єднання з землею, і з іншої сторони до корпусів
електроустаткування.
Вся електрична підводка до столів, де розташовані ПК, захищена від
механічних ушкоджень. Для захисту від статичної електрики застосована система
захисного заземлення відповідно до ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Наявність шкідливих речовин у повітрі робочої зони регламентує ДСТУ-Н
Б А.3.2-1:2007. Оскільки при роботі з ПК не відбувається утворення і виділення в
повітря загально-токсичних, подразнюючих, канцерогенних і інших шкідливих
речовин, концентрація яких перевищувала б установлені норми і правила, тому
повітря робочої зони відповідає вимогам ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007 і вимогам до
ГДК шкідливих речовин і пилу.
При роботі ПК характерні підвищені теплоутворення, що підтверджує
необхідність системи кондиціонування повітря.
При роботі з ПК характеристика зорової праці відповідає високій точності,
тобто найменший розмір об'єкта розрізнення понад 0,3 мм до 0,5 мм, що
відповідає 3 розряду зорової праці, підрозряд в; контраст розрізнення об'єкта з
фоном - великий, фон світлий.
Приміщення відділу має бічне природне освітлення через три світлових
отвори у зовнішній стіні (вікон). Розміри вікна: ширина 1,5 м; висота 2,2 м.
Нормований коефіцієнт природного освітлення для ІІІ розряду зорової праці для
території України дорівнює 1.5 %. Площа світлових отворів забезпечує
необхідний КПО, фактичне значення якого становить 25-30 %, що є достатнім
рівнем, обумовленим ДБН В.2.5-28-2018. Для темного часу доби передбачене
штучне освітлення. Приміщення обладнане чотирма світильниками, кожний з
яких має по дві люмінесцентні лампи денного світла, потужністю 60 Вт кожна.
Фактичне значення штучного загального освітлення складає 360 лк, а нормативне
значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає ДБН В.2.5-28-
2018.
Джерела вібрації в даній лабораторії відсутні, що відповідає вимогам ДСН
3.3.6.039-99.
В даному приміщенні рівень шуму визначається в основному шумом від
друкувального пристрою (струменевого принтеру) і не перевищує 50дБА, що
відповідає вимозі ДСН 3.3.6.037-99.
Приміщення розташоване в південній частині будинку, на стінах яких
поклеєні шпалери блідо-рожевого кольору із коефіцієнтом відбиття 40-60%,
шпалери мають матову структуру. Робоче місце обладнане відповідно до вимог
ДСТУ 8604:2015. У даному кабінеті робочі місця розташовані таким чином, щоб
у поле зору не потрапляли вікна й освітлювальні прилади. Екран монітору
розміщені під кутом 90-105о до вікна, у поле зору не потрапляють поверхні з
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
дзеркальним відбиттям. Співвідношення яскравості екрана з найближчими
поверхнями не перевищує 5:1, покриття столу матове з коефіцієнтом відбиття 0,3-
0,4. Монітор розміщений так, щоб відстань від очей користувача до екрана
складала не менше 700 мм, кут зору 30о. Руки користувача розташовуються на
робочому столі в горизонтальному положенні, передбачена опора для спини.
Приміщення відноситься до категорії В - пожежонебезпечних приміщень,
тому що є наявність горючих речовин: дерев'яні столи і стільці, дерев'яна підлога,
віконна рама; приміщення сухе з відносною вологістю 50-60% (ДСТУ Б В.1.1-
36:2016). Згідно умов експлуатації відповідно до ДБН В.2.5-56-2014 приміщення
обладнане системою пожежної сигналізації в складі автоматичного теплового
оповіщувача, який формує сигнал про пожежу при виявлені чинника, що
супроводжує пожежу – температури. На даний момент система застаріла і не
працює, тому потребує суттєвої модернізації.
Додатково для гасіння пожежі в приміщенні передбачений ручний
вуглекислотний вогнегасник, призначений для гасіння твердих горючих речовин,
а також електроустановок, який знаходиться на видному місці при виході з
кабінету з лівої сторони, згідно «Правил експлуатації вогнегасників».
При виникненні пожежі люди евакуюються з приміщення шляхом виходу в
коридор другого поверху, що веде на сходову клітку, яка має вихід назовні через
вестибюль.
За результатами аналізу умов праці інженера-проєктувальника, можна
зробити висновок, що всі параметри приміщення відділу відповідають вимогам
нормативних документів для даного типу роботи. Відхиленням від встановлених
вимог є відсутність системи кондиціонування повітря та застаріла система
пожежної сигналізації. Виходячи з цього рекомендується в кабінеті встановити
систему кондиціонування повітря та модернізувати систему пожежної
сигналізації.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації в приміщенні
технічного відділу
Основна задача встановлення охоронно-пожежної сигналізації – це захист
будівлі від небажаного проникнення та виникнення загорання.
Встановлення охоронно-пожежної сигналізації необхідне для здачі будівлі
в експлуатацію. При встановленні даних систем діє багато обмежень, зумовлених
певними нормативними актами: наприклад, обмеження на моделі
встановлюваних датчиків та обладнання. Також регламентується кількість
встановлюваних датчиків та місця їх розташування у приміщенні.
Інформація зі всіх розташованих датчиків надходить в єдиний
диспетчерський пульт. Якщо спрацює один з них, на екрані диспетчера з’явиться
детальний план приміщення з наведенням точного місця датчика, що спрацював,
а також його тип. Якщо місце спрацювання було встановлене під охорону, то
автоматично пройде сигнал на пульт позавідомчої охорони. Залежно від того,
який датчик спрацював, пожежний чи охоронний, вже співробітники
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
позавідомчої охорони приймають рішення про виклик пожежної охорони або
оперативної групи охорони.
Охоронні та пожежні датчики мають кілька станів – «тривога», «охорона»,
«обрив лінії», «не під охороною». Для чіткої реалізації таких станів необхідно
використовувати сучасне спеціалізоване обладнання – контролери охоронно-
пожежної сигналізації. Їх інтеграція з системою автоматизації дозволить вести
постійний контроль з диспетчерського пульта будівлі, а також своєчасно
отримувати дані про нештатні ситуації, і в деякій мірі, приймати рішення для їх
ліквідації. Наприклад, у випадку спрацювання пожежної сигналізації, система
автоматизації виключить вентиляцію, щоб потоком повітря не сприяти
загоранню, відключить подачу електрики у вказану зону, автоматично включить
систему оповіщення та сигналізації, проаналізувавши ситуацію, через систему
оповіщення, повідомить про шляхи евакуації персоналу та включить автономну
систему пожежогасіння.
Якщо пожежа виникла, то її розвиток є нерівномірним. Спочатку
інтенсивність горіння невелика, але потім вона зростає і наступає лавиноподібний
процес. Тому, чим раніше виявлена пожежа, тим менше збитки від неї.
Протипожежний захист будинків, споруд, людей, які в них перебувають
зокрема досягається застосуванням установок автоматичної пожежної
сигналізації.
Відповідно до ДБН В.2.5-56-2014 під «установкою пожежної сигналізації»
розуміється сукупність технічних засобів, установлених на об'єкті, що
захищається, для виявлення пожежі, оброблення, подавання в заданому вигляді
повідомлення про пожежу на цьому об'єкті, спеціальної інформації та (чи)
подавання команд на включення автоматичних установок пожежогасіння та
технічних обладнань.
При визначенні об'єктів, які підлягають обладнанню установками
автоматичної пожежної сигналізації необхідно керуватися в першу чергу
«Переліком однотипних за призначенням об'єктів, які підлягають обладнанню
автоматичними установками пожежогасіння та пожежної сигналізації».
Цей перелік узагальнює вимоги щодо оснащення пожежною автоматикою
будівель, споруд та приміщень, які найбільш поширені в різних галузях
господарства незалежно від виду їх діяльності та форм власності.
Крім зазначеного Переліку слід також керуватися вимогами відповідних
будівельних норм, галузевими (відомчими) переліками та іншими нормативами
документами з цього питання, затвердженими в установленому порядку.
Система пожежної сигналізації складається з пожежних оповісників
(пристроїв для формування сигналу про пожежу), які включені у сигнальну лінію
(шлейф), приймально-контрольного приладу, ліній зв'язку.
Пожежні оповісники перетворюють прояви пожежі (тепло, світло полум'я,
дим) в електричний сигнал, який по лініях зв'язку надходить до контрольно-
приймального приладу. Контрольно-приймальний прилад здійснює приймання
інформації від пожежних оповісників, виробляє сигнал про виникнення пожежі
чи несправності, передає цей сигнал та видає команди на інші пристрої
(наприклад, включає автоматичні установки пожежогасіння чи димовидалення).
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 2 3
Рисунок 11.1 - Види пожежних оповісників
1 – оповісник комбінований (тепловий + димовий); 2 – оповісник пожежний тепловий;
3 – оповісник пожежний димовий оптико-електронний.
В залежності від проявів процесу горіння оповісники можуть бути:
- теплові, які реагують на певне значення температури та (чи) швидкість її
наростання;
- димові, які реагують на аерозольні продукти горіння;
- світлові, які реагують на електромагнітне випромінювання полум'я.
Серед багатого різноманіття сучасних оповісників пропонується
використати сучасний пожежний оповісник СПД-3.3.
Принцип дії оповісника заснований на контролі оптичної щільності
середовища приміщення, що охороняється. Оповісник являє собою конструкцію,
що складається з власне оповісника і бази. Оповісник з'єднується з базою за
допомогою двохконтактного роз’єму. Конструкція бази оповісника забезпечує
контроль наявності батареї живлення. При відсутності батареї живлення
оповісник з базою не з’єднується. В пластмасовому корпусі оповісника розміщені
оптична система, електронні блоки обробки сигналів, управління індикацією і
формування, які сповіщають сигналів. При відсутності диму оповісник
знаходиться в черговому режимі, про що свідчить короткочасні спалаху
червоного оптичного індикатора з частотою один раз в 35-45 с. При появі диму
починається часте мигання оптичного індикатора, потім відбувається включення
переривистого звукового сигналу змінної частоти. Сформувався сигнал
«ПОЖЕЖА».
Рисунок 11.2 - Оповісник пожежний димової оптичний точковий
автономний СПД-3.3
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Оповісник призначений для виявлення загорянь, що супроводжуються
появою диму і видачі звукових і світлових сигналів оповіщення про пожежу.
Оповісник працює в автономному режимі і живиться від батареї типу
DURACELL MN1604 6LR61 або аналогічної напругою 9В. Оповісник може
експлуатуватися в двох варіантах, або автономно або в автономній системі
пожежної сигналізації, коли кілька автономних оповісників за допомогою
двопровідній лінії об'єднуються в групи, при цьому можлива організація
колективної пожежної захисту декількох приміщень.
Технічні характеристики оповісника пожежного димового оптичного
точкового автономного СПД-3.3:
Чутливість - 0,05 - 0,2 дБ/м;
Інерційність - не більше 10 сек;
Напруга живлення - 12 ± 1,2 В;
Порогова температура спрацьовування - 70 ± 3,5°С;
Спосіб формування вихідного сигналу - контактами реле;
Спосіб підключення до приймального пристрою - чотирьохпровідний ШС;
Струм споживання в черговому режимі - 0,095 мА;
Максимально допустимий струм в робочому стані - не більше 22 мА;
Максимальна напруга комутації - не більше 100 В;
Максимальний струм, що комутується - не більше 100 мА;
Опір розімкнутих контактів реле - не менше 200 кОм;
Опір замкнутих контактів реле - більш 0,5 Ом;
Габаритні розміри - Ø100×46 мм;
Маса - 0,15 кг;
Діапазон робочих температур - -30 … + 55 °С;
Середній термін служби - не менше 10 років.
Максимальна відстань між димовими пожежними оповісниками,
оповісником і стіною визначаються за таблицею 11.1, але не повинні
перевищувати значень, вказаних у технічній документації на оповісник.
Таблиця 11.1 – Розташування оповісників в приміщенні відділу
Схема квадратного Схема трикутного
Висота розміщення оповісників розміщення оповісників
приміщення
Максимальна відстань, м Максимальна відстань, м
що
захищається, між від між від
м оповісниками, оповісника оповісниками, оповісника
м до стіни, м м до стіни, м
До 11,0 10,5 5,3 13 3,75
Понад 11,0 зазвичай за цих висот не застосовують, проте в окремих
до 25,0 випадках використання допускають.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір пожежних оповісників здійснюється в залежності від характерних
приміщень, виробництв, технологічних процесів відповідно ДБН В.2.5-56-2014.
Таблиця 11.2 – Розташування оповісників за видом приміщення
Перелік характерних приміщень, виробництв, Автоматичний
технологічних процесів пожежний
оповісник
1. Виробничі будівлі
1.1 З виробництвом і зберіганням:
- виробів з деревини, синтетичних смол, синтетичних Тепловий або
волокон, полімерних матеріалів, текстильних, димовий
трикотажних, текстильно-галантерейних, швейних,
взуттєвих, шкіряних, тютюнових, хутрових, целюлозно-
паперових виробів, синтетичного каучуку, горючих
рентгенівських, кіно- і фотоплівок, бавовни;
- лаків, фарб, розчинників, ЛЗР, ГР, мастильних Тепловий або
матеріалів, хімічних реактивів, спиртогорілчаної світловий
продукції;
- лужних металів, металевих порошків, каучуку Світловий
природного;
- борошна, комбікормів і інших продуктів та матеріалів Тепловий
з виділенням пилу.
1.2 З виробництвом:
- паперу, картону, шпалер, тваринницької та Тепловий або
птахівницької продукції. світловий
1.3 Із зберіганням:
- негорючих матеріалів у горючій упаковці, твердих Тепловий або
горючих матеріалів. димовий
2. Спеціальні споруди
- приміщення (споруди) для прокладання кабелів, Тепловий або
приміщення для трансформаторів, розподільних димовий
пристроїв та щитові;
- приміщення електронно-обчислювальної техніки, Димовий
електронних регуляторів, керуючих машин, АТС,
радіоапаратних;
- приміщення для обладнання і трубопроводів по Тепловий або
перекачуванню горючих рідин і мастил, для світловий
випробування двигунів внутрішнього згоряння і
паливної апаратури, наповнення балонів з горючими
газами;
- приміщення підприємств з обслуговування Тепловий або
автомобілів. димовий
3. Адміністративні, побутові і громадські будівлі та
споруди
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- зали для глядачів, репетиційні, лекційні, читальні і Димовий
конференц-зали, артистичні, кулуарні, костюмерні,
реставраційні майстерні, кіносвітлопроєкційні,
апаратні, фойє, холи, коридори, гардеробні,
книгосховища, архіви, фотолабораторії, простори за
підвісними стелями, приміщення з персональними
комп'ютерами;
- склади декорацій, бутафорії і реквізитів, Тепловий або
адміністративно-господарські приміщення, машино- димовий
лічільні станції, пульти керування, передпокої
житлових приміщень;
- лікарняні палати, приміщення підприємств торгівлі, Тепловий
громадського харчування і побутового обслуговування,
службові кімнати, житлові приміщення готелів і
гуртожитків;
- приміщення музеїв і виставок та підпільні простори Димовий або
приміщень з персональними комп'ютерами. світловий
Примітка 1. Вказаний першим вид оповісника є пріоритетним.
Примітка 2. Використання інших видів оповісників або необхідність
встановлення в одному приміщенні автоматичних пожежних оповісників,
що реагують на різні фактори пожежі на початку горіння визначається
техніко-економічним обгрунтуванням.
В даний час розвивається тенденція заміни теплових оповісників на димові
з метою зниження інерційності їх спрацювання.
При виборі димових оповісників не рекомендується використовувати
радіоізотопні оповісники в приміщеннях з довготривалим перебуванням людей
(лікарні, санаторії та інші оздоровчі заклади), жилих приміщеннях готелів і
гуртожитків. Забороняється встановлення радіоізотопних оповісників в житлових
будинках і дитячих закладах.
Сигнали від приймально-контрольних приладів установок пожежогасіння
та пожежної сигналізації виводять, за наявності технічної можливості, на пульти
централізованого спостереження пожежної охорони.
В якості охоронно-пожежного пульту контролю й керування в приміщенні
технічного відділу пропонується використати сучасний приймально-
контрольний пожежний прилад «Тирас-4П».
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.3 - Приймально-контрольний пожежний прилад «Тирас-4П»
Прилад використовують:
для приймання сигналів від підключених у систему
оповісників;
для визначення відповідності одержуваних сигналів режиму
пожежної тривоги;
для індикації будь якого стану пожежної тривоги звуковими та
візуальними засобами;
для індикації місця небезпеки;
для моніторингу правильного функціонування системи та
видавання попередження звуковими та візуальними сигналами про будь -
які несправності (наприклад, про коротке замикання, обрив у лінії або
несправність джерела живлення);
для передавання сигналу про пожежну тривогу: на звукові чи
світлові пожежні оповіщувачі; через пристрій передавання сигналу про
пожежу до організації по боротьбі з пожежами; через пожежний пристрій
керування автоматичними засобами протипожежного захисту до
автоматичних засобів пожежогасіння.
Особливості приладу:
- має стабілізовану напругу в зонах, яка не залежить від стану батареї;
- релейний вихід для живлення 4-х провідних оповісників з вихідним
струмом до 1 А;
- релейний вихід на оповіщувачі зі струмом комутації до 5А і можливістю
живлення від зовнішнього джерела;
- акумуляторна батарея ємністю 7 А*год.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт України.
Характеристики напруги електропостачання в електричних мережах
загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та енергозбереження":
для студентів дистанц. форми навчання за спец.141– Електроенергетика,
електротехніка та електромеханіка за освітньою програмою 03
"Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В.
Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021.
– 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ; за
ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. – Дніпропетровськ,
2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи. Ніжин:
Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко // Черкаси:
ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проєктах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23224 63/03-03 ПЗ 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата