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/5730Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ситник, Олександр Олексійович | - |
| dc.contributor.author | Кикоть, Вадим Олегович | - |
| dc.date.accessioned | 2025-06-24T18:07:08Z | - |
| dc.date.available | 2025-06-24T18:07:08Z | - |
| dc.date.issued | 2025-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5730 | - |
| dc.description.abstract | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення бурового обладнання. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуті аспекти визначення вимог для розробки структури мікропроцесорного пристрою контролю якості електроенергії. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку вартості монтажу повітряної лінії електропостачання заводу. В розділі з охорони праці розглянуто питання розробки системи пожежної сигналізації в приміщенні лабораторії. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання заводу з виготовлення бурового устаткування | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Кикоть.pdf Restricted Access | 2.56 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 23225 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виготовлення бурового
устаткування»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Кикоть Вадим Олегович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СИТНИК
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ __________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Кикотю Вадиму Олеговичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виготовлення бурового устаткування»
Керівник кваліфікаційної роботи Ситник Олександр Олексійович, д.т.н., професор
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
4599 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2410 МВА; 5. Розміри цеху –
70х60х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 54 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1152 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Визначення вимог для
розробки структури мікропроцесорного пристрою контролю якості електроенергії;
9. Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії
електропостачання підприємства; 10. Охорона праці – Розробка системи пожежної
сигналізації в приміщенні лабораторії.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Визначення вимог для розробки структури
мікропроцесорного пристрою контролю якості електроенергії
10 Техніко-економічні розрахунки – Організаційні і економічні показники робіт з
монтажу і експлуатації електрообладнання
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 09.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 10.03.25 – 18.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 19.03.25 – 31.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 01.04.25 – 09.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 10.04.25 – 22.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 23.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 09.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 10.05.25 – 14.05.25
9 Індивідуальне завдання 15.05.25 – 16.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 17.05.25 – 18.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 19.05.25 – 20.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Вадим КИКОТЬ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СИТНИК .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування……………………. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
10
відцентрових вертикальних установок…………………..
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання……………………………………..…... 14
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 18
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 19
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 20
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ………… 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 31
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 32
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
34
розташування трансформаторних підстанцій…………….
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху…………………………………………………... 34
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 34
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 42
ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
3
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 43
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
44
підприємства………………………………………..............
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 47
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 50
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Кикоть В.О. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ситник О.О. Електропостачання заводу з
3 1 69
Реценз. виготовлення бурового
Н. Контр. Ключка К.М. устаткування ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12ск2
Затверд. Ситник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 56
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 56
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 60
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 64
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 67
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 67
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 70
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 74
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 74
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 77
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 82
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 85
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 85
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 87
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 90
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 93
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 94
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 95
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 96
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 96
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 99
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 99
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 101
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 106
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 116
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 117
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 117
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 124
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 127
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 127
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 132
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ... 134
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ………………… 134
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ……………. 136
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 136
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 137
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………… 139
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання……………………………. 140
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 141
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 142
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Визначення вимог для
розробки мікропроцесорного пристрою контролю якості
електроенергії……………………….…………………………….. 147
9.1 Поняття якості електричної енергії та вимоги до неї… 147
9.2 Призначення та принцип роботи пристрою контролю
якості електроенергії згідно до вимог МЕК……………. 151
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА − Розрахунок вартості
монтажу повітряної лінії електропостачання підприємства….. 153
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………...……………………………….. 157
11.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при
роботі в електротехнічній лабораторії………………. 157
11.2. Розробка системи пожежної сигналізації в приміщенні
лабораторії ………………..………………………………. 160
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ………………………………... 169
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
ВСТУП
Електричні навантаження промислових підприємств визначають вибір
всіх елементів системи електропостачання: ліній електропередачі, районних
трансформаторних підстанцій, живлячих і розподільчих мереж. Тому
правильне визначення електричних навантажень є вирішальним фактором при
проєктуванні і експлуатації електричних мереж.
Розрахунок навантажень на різних рівнях електропостачання
проводиться різними методами, в залежності від вихідних даних і вимог
точності. Зазвичай розрахунок ведуть від нижчих рівнів до вищих. Однак при
проєктуванні великих підприємств іноді доводиться вести розрахунки від
верхніх рівнів до нижніх. В цьому випадку користуються комплексним
методом розрахунку. За основу беруть інформаційну базу аналогічного
підприємства (технологія, обсяг виробництва, номенклатура виробів). При
цьому спочатку вирішують питання електропостачання підприємства в
цілому, потім комплексу цехів, окремого виробництва, району заводу; цеху
або частини заводу, що живляться від однієї ТП.
Проєктування систем електропостачання полягає в розробці
комплексної документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування,
розрахунки, креслення, схеми та пояснювальну записку.
Раціонально спроєктована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
Змістом навчального проєктування є пояснювальна записка та
креслення. При проєктуванні системи електропостачання цеху враховувалися
численні фактори, до числа яких відносяться споживана потужність, графіки
навантажень великих споживачів, характер навантажень, число,
розташування, потужність, напруга та інші параметри наявного джерела
живлення. Також враховувалися особливості технології даного виду
виробництва та її розвиток.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини.
Метою даної випускної роботи бакалавра є розрахунок та вибір
сучасних елементів системи електропостачання підприємства у відповідності з
вимогами ЕСКД та інших вимог та стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проєктуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1, 2, 5, 6, 8] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
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.
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.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до 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 роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких
призводить до масового недовипуску продукції, нерідко відносять не до II
категорії, а до І категорій, що мотивується тім, що наносяться "значні збитки
народному господарству".
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Виходячи зі усього вищесказаного, можна стверджувати, що сучасне
виробництво пред’являє високі вимоги до підготовки інженерів-фахівців в
області промислового електропостачання; одночасно потрібна значна
кількість інженерів, що володіють знаннями в області автоматики,
обчислювальної техніки та енергозберігаючих технологій.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого ми проєктуємо, є завод з
виготовлення бурового устаткування.
Таке обладнання використовується при видобутку і перекачування
нафти, буріння, облаштування та ремонту нафтових і газових свердловин:
глибинні штангові насоси, приводи штангових насосів (верстати-гойдалки),
насосні установки, насоси бурові і ключі, змішувальні агрегати, сепаратори,
вишки, ємкості та ін.
На заводі випускають такий перелік обладнання, вказаний нижче.
1. Приводи насосів штангових (верстати-качалки), балансирні приводи
штангових свердловинних, одноплечі приводи штангових свердловинних
насосів.
2. Ланцюгові приводи ПЦ.
3. Редуктори приводів ПНШ, ПНШТ, ОПНШ, ПЦ; двоступеневі
редуктори типу РП; триступінчаті редуктори типу РТ; триступінчаті
редуктори типу Т; приводи гвинтового насоса ПНВ; приводи гвинтового
насоса ПНВ-60.
4. Глибинні штангові насоси ГШН; замкові опори; насоси вставні;
насоси трубні.
5. Свердловинне обладнання: клапани зворотного промивання, клапани
обпресувальні, клапан зливні, клапани-відсікачі,
6. Фільтри свердловинні пружинні; фільтри свердловинні сітчасті;
фільтри захисні.
7. Ключі бурової стаціонарні.
8. Бурові насоси і насосні агрегати.
9. Обладнання для ремонту свердловин.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Проєктоване нами підприємство, в перспективі, буде випускати більш
широкий спектр бурового обладнання з можливістю подальшого розширення
асортименту виробів подібного призначення.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
відцентрових вертикальних установок
Цех електропостачання якого ми більш детально розрахуємо далі в
представленій роботі, займається виготовленням відцентрових вертикальних
установок. Ці установки призначені для сепараторного відділення від сирої
нафти води. Сама машина складається з барабану із перфорованої нержавіючої
сталі з кришкою, шестеренчастої приводної сполуки, рамної конструкції,
балансирів, амортизаторів, трубопроводів з фланцями, запірної арматури та
блока керування.
Виготовлення цих машин починається з одночасної підготовки сталей як
для корпусу, так і до обертового барабану. Виготовлені перфоровані листи з
нержавіючої сталі по ролерному конвеєру переміщуються до ручних
оправочних верстатів, в яких формується майбутній барабан, та
прихоплюються зваркою місця з’єднання. Потім барабан виймають з
оправочного верстату та встановлюють до автоматичного дискового
зварювального апарату, що ретельно проварює суцільним швом усі місця
з’єднання. Останньою стадією в виготовленні робочого барабану є
приварювання до нього посадочних втулок та балансування на автоматичних
балансувальних установках. Одночасно з цими процесами, в цеху
виготовляється корпус машини, її силова рама, пластикові ручки, защіпки,
кришки тощо.
Останньою виробничою стадією є складання готового виробу на
спеціально обладнаних обертових складальних верстатах. Готові відцентрові
машини тельфером переміщуються на заводський електротранспорт та
доставляється до складів.
Живлення цехових мереж промислових підприємств виконують на
напругу до 1 кВ (найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ). На вибір схеми,
конструктивне виконання цехових мереж впливають такі чинники, як ступінь
надійності приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по
території цеху, номінальні струми і напруги.
Даний цех є складовою частиною виробництва бурового устаткування.
У нашому цеху використовуються різноманітні верстати, агрегати та
установки. Основними споживачами електричної енергії, є асинхронні
електродвигуни верстатів та електроспоживачі елементи спеціальних агрегатів
та технологічних електроустановок спеціального виробництва, а також і
електроспоживачі загального призначення, крім того в цеху є освітлювальна
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
мережа, яка споживає небагато електроенергії. На території цеху наявне
нормальне середовище, відсутня запиленість та агресивні суміші в повітрі.
Кількість електроспоживачів становить – 54 шт., у тому числі однофазних
споживачів – 6 шт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога з бетону.
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%,
запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання розмішене
окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог технологічних карт.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога бетонна. Розміри приміщення: довжина – 70 м, ширина – 60
м, висота − 6м.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) заводу в повній
мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Умови середовища в цеху досить важкі, що пов’язане з виділенням
металевого струмопровідного пилу та газів. Існує можливість одночасного
доторкання до відкритих і сторонніх провідних частин обладнання та
конструкційних матеріалів.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Даний цех містить споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить до
масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією від
двох незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (близько 35% загального
її споживання), трансформатори (біля 45%) та інші споживачі в залишку.
Реактивною потужністю додатково навантажуються живлячі розподільні
мережі підприємства, що призводить до збільшення загального споживання
електроенергії.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трифазної мережі змінного струму напругою 0,4 кВ з частотою 50 Гц. Також
серед електроприймачів є однофазні споживачі – зварювальний напівавтомат в
кількості 3-х одиниць, а також термопласт автомат, котрих теж 3 шт.
Повна встановлена потужність цеху становить 1152 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи:
тривалий, короткочасний і поторно-короткочасний.
Тривалий режим − основний для більшості електричних приймачів. Це
режим, при якому перевищення температури нагріву електроприймача над
температурою навколишнього середовища досягає певної величини яка
протягом години не змінювалася. У цьому режимі працюють всі верстати,
печі, насоси, компресори та вентилятори тощо.
Короткочасний режим роботи − характеризується нетривалими
включеннями і тривалими паузами. У цьому режимі працюють допоміжні
механізми верстатів та іншого обладнання.
Повторно-короткочасний режим − це короткочасні періоди роботи, що
чергуються з паузами, при цьому періоди включення не на стільки великі, щоб
температура перевищила стале значення, але і при паузах не встигає
охолонути, в кінцевому підсумку досягаючи середньої величини.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху відцентрових
вертикальних установок
№
№ Назва споживача Кількість, позиції Потужність,
кв cosφ tgφ
п/п (верстата) шт. на кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор 8 10 3 0,8 0,8 0,75
2 Тельфер 2 11 15 0,15 0,5 1,73
Гибочно-відрізний
3 6 5 11 0,2 0,65 1,17
верстат
4 Пила маятникова 5 6 5,5 0,2 0,65 1,17
5 Верстат балансувальний 6 7 34 0,2 0,65 1,17
Продовження таблиці 1.1
6 Індукційна піч 6 8 46 0,2 0,65 1,17
7 Камера знежирення 6 1 5,5 0,2 0,65 1,17
8 Верстат фрезерний 4 2 7,5 0,2 0,65 1,17
9 Верстат токарний 5 3 31 0,2 0,65 1,17
Однофазні електроприймачі
Зварювальний
10 3 4 4 0,15 0,5 1,73
напівавтомат
11 Термопласт автомат 3 9 98 0,8 0,8 0,75
Освітлювальні установки живлять від мережі 0,23 кВ.
КТП живиться від ГПП 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Згідно ДБН В.2.5-28-2006 «Природне і штучне освітлення», а також
зважаючи на [3], рівень нормованої освітленості для системи загального
освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування обладнання у
приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення
приміщення.
План цеху та розташування обладнання приводиться рис. 1.1.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виготовлення відцентрових вертикальних установок.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного навантаження
підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
кабельних каналах. Основними високовольтними споживачами є вісім
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
На території підприємства, крім основних 9-ти виробничих цехів, також
знаходяться адміністративна будівля, котельня, ГПП, склад деталей та
запчастин, склад готової продукції, склад лакофарбових продуктів, насосна
станція, контрольно-пропускний пункт, водонапірна башта.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якомога меншій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Рисунок 1.1 – План цеху відцентрових вертикальних установок
Структура заводу наведена на рис. 1.2 і включає цехи основного
виробництва, та допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики споживачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Рисунок 1.2 – План розміщення об᾿єктів на території заводу
Згідно з відповідними пунктами ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї
категорії надійності електропостачання відносяться лише ті електроприймачі,
перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та
здоров’я людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням
устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом складного
технологічного процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в усіх
виробничих цехах та в котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
двох незалежних джерел, а перерва їх електропостачання допускається лише
на час автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться цех компасів
навігаційних буїв, цех упаковки і тари, складське приміщення, ремонтно-
механічний цех, а також адміністративно-проєктний корпус.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, «на якому
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачах, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Поняття «категорія електроприймачів по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття є справедливим тільки по відношенню до
індивідуального споживача. Для споживача характерно лише поєднання в
різних пропорціях електроприймачів категорій І, II і III. Питома вага
споживачів різних категорій по встановленої потужності складає: І категорія –
45 %, II категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,38 кВ, а освітлення – 220 В;
дані наведені в відповідних таблицях дипломного проєкту. Частота змінного
струму – загальнопромислова, тобто 50 Гц.
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
заводу. Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох
незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: на території підприємства розташована ГПП
яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до
найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Також доповненням до основних вихідних даних для розрахунку струмів
КЗ є: номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; повна потужність КЗ на
шинах районної підстанції SКЗ=2410 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 69 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 219 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Величина напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих
межах 110кВ±5%, із-за цього може нормально працювати електрообладнання
заводу.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) 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» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)= I( t)×dt ,
Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T ( у решті
0
випадків ‒ Θ<3×T );
0
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I( t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×І .
роз×cosφроз
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активній потужності за час
Θ
t+Θ
1
PΘ = P( t)dt .
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[2, 8]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
р = р .
у, ТВ пасп× ТВ
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3× Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному споживачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Рном, у = 3× Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних
[8].
Наприклад, для фази а отримаємо
PS(a) = Кв× Рав× r(ав)а + Кв× Рac× r
(аc)а + Кв× Рао ;
Q
S(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
РS = 3× РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − три зварювальних напівавтомати,
б) друга група – три термопласт автомати.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп = 0,5 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 4кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,8 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 98кВА;
Через те, що є кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі і через рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ, умовну
трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному розподілі по
окремих фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3× 4 =12 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Рном, у 2 = 3×98 = 294 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Щоб виконати остаточні обчислення усі електроприймачі, враховуючи
однофазні, розділяємо на 3 групи за ознакою коефіцієнта використання.
У якості прикладу обчислень здійснемо розрахунки для групи з кв = 0,2;
отримаємо
Рном (к = 0,2) = 6 11+ 5 5,5+ 6 34 + 6 46 + 6 5,5+ 4 7,5+ 5 31= 791,6 кВт.
в
Так само отримаємо для наступної групи з кв = 0,8
Рном (к = 0,8) = 318 кВт.
в
А також, отримаємо і для іншої групи з кв = 0,15
Р = 42 кВт.
ном (кв = 0,15)
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 791,6 + 318+ 42 =1151,6 1152 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Q =q =р tg (2.6)
ном ном ном
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
В якості прикладу обчислимо для групи обладнання з кв = 0,2; тоді
матимемо такий результат
Qном 1 = 791,6 1,17 = 926,1 квар.
Так само отримаємо для групи з кв = 0,8
Qном 1 = 238,4 квар.
Аналогічно отримаємо і для третьої групи з кв = 0,15
Qном 2 = 72,7 квар,
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Отже, групова номінальна реактивна потужність цеху відцентрових
вертикальних установок буде складати
Qном цеху = 926,1+ 238,4 + 72,7 =1237,2 1237 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною K P , що відповідає значенню K , за
в ном p
співвідношенням
Pроз =Kp Kв Pном , (2.7)
де Kp = f (K ,n ,T ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
в e a
від коефіцієнту використання K та ефективної кількості електроприймачів пе в
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [5] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne = n , (2.8)
n p2
ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
n = , (2.9)
e
pном.mах
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
2 1152
ne = = 23,51.
98
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
Kв =
1 , (2.10)
n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K 1
в.цеху = , (2.11)
n
Pном.i
1
791,6 0,2 + 42 0,15+ 318 0,8
Kв.цеху = = 0,36.
791,6 + 42 + 318
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [5] − К р = 0,85.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
P =K K P =K К P , (2.12)
роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху = 0,85×(791,6×0,2 + 42×0,15+318×0,8)= 353,3 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху = Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху = 0,85 (791,6 0,2 1,17+ 42 0,15 1,73+318 0,8 0,75) =328,8квар.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
S = P2 2 ,
роз. роз +Qроз
2 2
S кВА.
роз. = 353,3 + 328,8 = 482,6
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [2].
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [3]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Габаритні розміри нашого цеху: А=70м; В=60м; Н=6м. В цеху
використовуються світильник типу КСС, ГСП04 − 400, лампи ДРІ − 400,
ККД=65%, кр =0,85; cos0 = 0,8 ( tg0 = 0,75).
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно виразу
Pmax оc = Рроз, ос, цеху = кп×Рп.оc.ф×S,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1;
S – площа приміщення, S = 70 60 = 4200 м2;
Р 2
п. оc.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за формулою,
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Рп.оc.табл× × × кr ,
100 кз.табл
де Р 2
п.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м ;
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 200 лк;
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною
200 лк.
Тоді отримаємо
200 1,5
Рп.оc.ф = 8,4× × × 0,5 =8,99 Вт/ м2,
100 1,4
Pmax оc = Рроз, ос, цеху =1,1×8,99×4200 = 41533,8 Вт 41,5 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qmaxоc =Qроз, ос, цеху = Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно значенню cos0 для кожного типу ламп.
Qмах ос =Qроз, ос, цеху = 41,5 0,75=31,1квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р +Р
0,4цеху роз.цеху осв, кВт ;
Р = 353,3+41,5=394,8кВт ;
0,4цеху
Q = Qроз.цеху +Qосв, квар ;
0,4цеху
Q =328,8+31,1=359,9квар ;
0,4цеху
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП = (Р0,38 цеху ) + (Q0,38 цеху )
,
SТП = 394,82 +359,92 = 534,1кВА.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [6].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P0,4 цеху + Q0,4 цеху .
i i
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
SНН ГПП =S = 0,95 45992 + 29112
пр = 5171 кВА.
Отже, використавши нормативну методику, ми виконали розрахунок
електричних навантажень по заводу, отримали приблизну розрахункову
потужність на рівні S пр= 5171 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
При визначенні умовного центру електричних навантажень (ЦЕН)
застосовують різні методи. Із-за наявності впливу багатьох чинників на вибір
місця розташування підстанції, правильним є використання тих методів, які
дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно 5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Q
i роз ) має використовуватися розрахункове
і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [5, 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 кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху відцентрових
вертикальних установок.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо − 0,23 кВт/мм2).
Якщо підставити у вираз (2.14) необхідні значення, то отримаємо
значення радіусу кола
394,7
r = = 23,4 мм.
3,14 0,23
В усіх колах виділяємо сектори, що відповідають силовому
навантаженню та освітлювальному. Величини відповідних кутів αс.м. та αо.м.
(градус) визначаємо за виразами:
360× Р
a = м.с. ; (2.15)
с.м.
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16)
о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 353,3
с.м. = = 322;
394,8
360 41,5
о.м. = = 38.
394,8
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Координати точки Х, Y (м), яка відповідає теоретичному центру
електричних навантажень підприємства, знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
749637
Х = =163 м;
4599
464499
Y = =101 м.
4599
Отримані координати теоретичного центру електричних навантажень і
будемо використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні 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) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу ;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються за виразами наведеними нижче.
Координати ЦЕН цеху відцентрових вертикальних установок:
n
(Pроз. x )
і i
Х i=1
ЦЕН = n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
УЦЕН = i=1 ,
n
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Таблиця 2.5 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
відцентрових вертикальних установок
№ Найменування Pном. j x P
i ном. j xi y P
i ном. j yi X ЦЕН YЦЕН
1 Камера знежирення 5,5 6 33 46 253
2 Камера знежирення 5,5 9 49,5 46 253
3 Камера знежирення 5,5 12 66 46 253
4 Камера знежирення 5,5 6 33 43 236,5
5 Камера знежирення 5,5 9 49,5 43 236,5
6 Камера знежирення 5,5 12 66 43 236,5
7 Верстат фрезерний 7,5 23 172,5 46 345
8 Верстат фрезерний 7,5 28 210 43 322,5
9 Верстат фрезерний 7,5 23 172,5 46 345
10 Верстат фрезерний 7,5 28 210 43 322,5
11 Індукційна піч 46 41 1886 23 1058
12 Індукційна піч 46 45 2070 23 1058
13 Індукційна піч 46 49 2254 23 1058
14 Індукційна піч 46 41 1886 17 782
15 Індукційна піч 46 45 2070 17 782
16 Індукційна піч 46 49 2254 17 782
Гибочно-відрізний
17 11 58 638 47 517
верстат
Гибочно-відрізний
18 11 62 682 47 517
верстат
Гибочно-відрізний
19 11 66 726 47 517
верстат
Гибочно-відрізний
20 11 58 638 43 473
верстат
Гибочно-відрізний
21 11 62 682 43 473
верстат
Гибочно-відрізний
22 11 66 726 43 473
верстат
Верстат
23 34 7 238 23 782
балансувальний
Верстат
24 34 11 374 23 782
балансувальний
Верстат
25 34 15 510 23 782
балансувальний
Верстат
26 34 7 238 17 578
балансувальний
Верстат
27 34 15 510 17 578
балансувальний
Верстат
28 34 15 510 17 578
балансувальний
Зварювальний
29 4 47 188 47 188
напівавтомат
Зварювальний
30 4 51 204 47 188
напівавтомат
Зварювальний
31 4 47 188 43 172
напівавтомат
32 Верстат токарний 31 39 1209 47 1457
33 Верстат токарний 31 42 1302 47 1457
34 Верстат токарний 31 45 1395 47 1457
35 Верстат токарний 31 42 1302 42 1302
36 Верстат токарний 31 45 1395 42 1302
37 Пила маятникова 5,5 7 38,5 23 126,5
38 Пила маятникова 5,5 11 60,5 23 126,5
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Продовження таблиці 2.5
39 Пила маятникова 5,5 15 82,5 23 126,5
40 Пила маятникова 5,5 7 38,5 18 99
41 Пила маятникова 5,5 15 82,5 18 99
42 Термопласт автомат 98 63 6174 28 2744
43 Термопласт автомат 98 67 6566 28 2744
44 Термопласт автомат 98 63 6174 24 2352
45 Вентилятор 3 7 21 14 42
46 Вентилятор 3 24 72 14 42
47 Вентилятор 3 47 141 14 42
48 Вентилятор 3 62 186 14 42
49 Вентилятор 3 8 24 50 150
50 Вентилятор 3 28 84 50 150
51 Вентилятор 3 41 123 50 150
52 Вентилятор 3 59 177 50 150
53 Тельфер 15 71 1065 20 300
54 Тельфер 15 71 1065 49 300
P
ном. j Pном. j xi P y
ном. j i
1152 54144 24192 47 21
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН цеху відцентрових вертикальних установок:
54144
ХЦЕН = =47 м ;
1152
24192
YЦЕН = =21 м.
1152
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Оскільки в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генеральному плані об’єкта,
що проєктується..
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати джерело
живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання
електричних навантажень.
Розміри, форма зони розсіяння, її центр визначають область найбільш
вигідного розташування джерела живлення на території промислового
підприємства.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Отже, зона розсіювання є геометричною характеристикою взаємного
розташування приймачів об’єкта та змін навантажень в часі.
Так як розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
перешкоджає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене вліво вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [6].
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [5, 6].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P0,4 цеху і + PT) + (Q0,4 цеху і + QT) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
Р = 0,02 S
Т пр;
QТ = 0,1S
пр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА (S пр= 5171
кВА дані з таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 5171=103,4 кВт;
QТ = 0,15171= 517,1 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4599 +103,4) + (2911+ 517,1)) = 5237 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається відповідно
до виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
5237
ІрозПЛ = 0,95 =13,8 А.
2 3 110
Переріз лінії живлення F 2
ек (мм ) визначаємо за виразом
IрозПЛ
Feк = , (3.3)
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
13,8
Feк = = 9,9 мм2.
1,4
Отриманий економічно-вигідний переріз проводу округлюємо до
найближчого стандартного перерізу Fст. Але в нашому випадку ми вибираємо
інший мінімальний стандартний переріз лінії на рівні: Fст = 70 мм2 (за умовою
корони [1] мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки
АС−70. Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо
згідно ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника не в приміщенні
тривало допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Наступним кроком вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення
перевіряється на допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, а
також на допустимий струм післяаварійного режиму і на мінімальний переріз
згідно механічної міцності і мінімальний переріз за умовою корони відповідно
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
до наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
13,81260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25 ;
2 13,8 1 1,25 260,
27,6 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням
до 35−55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
/ /
поперечної складової U вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 69 = 22,7 Ом,
Х = х0l = 0,195 69 =13,46 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 69 км ),
P 4599
cos= = = 0,89,
S 5171
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Q 2911
sin= = = 0,56.
S 5171
U/
ф =13,8 (22,7 0,89 +13,46 0,56) = 380В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =13,7 (13,46 0,89− 22,7 0,56) =−10В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 = Uф2 +Uф = Uф2 +Uф + jU//
ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
U = (U / 2 / / 2
ф1 ф2 + Uф) + (Uф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 + 380)2 + (−10)2 =110380 В 110,4 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
Uф2 + U/
ф
10
= arctg 0.
110000+ 380
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110400 − 110000 = 400В.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
/ P R +Q X P R +Q X
U U = 3 (Ia R + I X) = і і і і
p , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (13,8 0,89 22,7+13,7 0,56 13,46) = 658,4 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
658,4
U(%) = 100 = 0,6%.
110000
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П =П0 L , (3.14)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
Dcp
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/
0 +Х/ /
0 , (3.15)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
=1, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp = D12 D13 D23 , . (3.16)
D = 3
cp 8 8 8 = 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F+ F
rпр = (1,151,20) cт . (3.16)
70+11
rпр = (1,15) = 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм2 / км .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 5187 кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ = 0,02 5171=103 кВт;
QТ = 0,15171=517 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
2 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 0,9 (4599 +103) + (2911+ 517)) = 5237 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
5237
Sтр = = 3741кВА.
2 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
По отриманому значенню потужності попередньо вибираємо номінальну
потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 4000 кВА.
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).
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К = i=1
1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 ((2,652 1) + (1,992 1) + (1,992 2) + ...+ (3,982 3) + (3,312 1) + (2,652 1))
К = = 0,56. 1
4 (1+1+ 2 +1+1+ 2 + 3+ 3+ 2 + 3+1+1)
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
К/ 1
= i=1
2 , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
1 (5,192 3)
К '
2 = =1,29.
4 3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
/ / np(6 ст.)
К2 = ,
Sном т
К '' 0,9 5237
2 = =1,18.
4000
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,29.
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30
оС та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,56 згідно даних [6].
Значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,29.
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=4000 кВА; марки ТМН 4000/110 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
Перша умова: номінальна потужність одного з них не повинна бути
менше половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в
разі аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним
вмиканням секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе
все навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
Друга умова
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на персональному комп’ютері.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька способів розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
S
S ТП 534,1
приблТ = = = 381,5 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
Nmin =
max + N, (4.10)
кзаван Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
394,8
Nmin = + 0,684 = 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N , m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона
за формулою
2
Qmax T = (Nе кзаван.ф S
2
ном T ) − Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф =
Ne Sном T
394,8
kз.ф = = 0,49.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,5 400)2 − 394,82 = 29,7 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 =360−29,7 =330,3 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.14)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [5]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [5]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК 2 =360−330,3−0,18 2 400= −114,2.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Оскільки отримано, що QНК2 0 , тоді додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK =Q = 330,3 квар.
сум HK1
За отриманими результатами розрахунків (вирази 4.9 – 4.14) обираємо
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарну реактивну
потужність батарей статичних конденсаторів та заносимо в таблицю 4.1.
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [5, 6, 7, 10, 11].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства.
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням
технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ здійснюють на:
– цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
– розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [5, 6].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 219 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×2911+517-219-2050=926,1 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКРМ−10,5−750−У3
потужністю QБСК = 750 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 1500 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 7, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності
так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення
0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілення електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху відцентрових вертикальних
гідравлічних насосів та електромоторів. За розрахункову потужність
кожного трансформатора приймаємо максимальне повне навантаження, що
складається з активного Рм.10 (кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з
врахуванням втрат потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо
з таблиці 1.4. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймаємо рівними
відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності зі сторони низької
напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, відповідно:
Рмакс10 =394,8+ 0,02 2 400= 410,8 кВт;
Qмакс10 =359,9+0,12 400 = 439,9 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
1 394,8 359,9 2×400 410,8 439,9
7 744,56 445,2 2×630 769,8 571,2
2 490,71 293,82 2×400 506,7 373,4
8 495,14 296,52 2×400 511,2 376,5
3 759,3 453,29 2×630 782,7 533,3
4 495,1 296,52 2×400 511,1 376,5
5 489,26 294,37 2×400 505,3 374,4
6 756,7 453,8 2×630 800 532
7 744,56 445,2 2×630 769,8 571,2
8 490,71 293,82 2×400 506,7 373,4
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
S 2 2
л(ТП−1) = Рмакс10 +Qмакс10 , (5.3)
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S = 410,82 + 439,92
л(ТП−1) = 601,8 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I = л , (5.4)
л
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
601,8
Iл(ТП−1) = = 34,74 34,7А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2.
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
34,7
F 2
ек(ТП−2) = = 21,69 21,7 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка кабелю Sл, кВА L 2
л, м Iл, A Fек, мм Iт.д, А Марка кабеля
ГПП-ТП1 601,9 210 34,7 21,7 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП2 958,5 82 55,3 26,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 629,6 53 36,3 26,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 634,8 69 36,6 25,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 946,9 51 54,7 27,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 634,8 49 36,6 27,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 628,8 174 36,3 23,9 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 960,5 13 55,5 26,2 115 АСБГ(3×35)
ККУ-10 750 10 43,4 27,6 115 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
І І К К , (5.5)
л т.д 1 2
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
34,7 90 1,04 0,87;
34,7 81,43.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 34,7 90 1,04 0,87 1,25;
69,4 101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 І L (r cos + x sin), (5.8)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
P 394,8
cos = = = 0,739;
S 534,1
Q 359,9
sin = = = 0,674.
S 534,1
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 34,7 0,21 (0,047 0,739+0,92 0,674) =8,28 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
8,29 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [7]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, який в т.ч. надає загальну методику
розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.
Відповідно до цього стандарту параметри елементів схем заміщення
можуть бути визначені в іменованих одиницях (додаток 1 вказаного
стандарту), або у відносних одиницях з приведенням значень параметрів
розрахункових схем до вибраних базисних умов (додаток 1 вказаного
стандарту).
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
I = б . б
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Відповідно отримаємо:
100
− базисний струм І ступеня: I
б1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: I
б2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2410 МВА – вказана у завданні до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,041.
2410
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R = r б
пл 0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
х б
пл = х0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 69 км – з вихідних даних до роботи ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,329 69 = 0,172;
1152
100
хпл = 0,195 69 = 0,102.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
U S
х тp =
к б , (6.4)
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Uном В 115
n = = =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = =1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [7] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
Z = (х + х 2
К1 c пл ) + Rпл ;
2
ZК1 = (0,041+ 0,102) + 0,1722 = 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = = 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
і = 2 I k , (6.6)
удК1 кзК1 удК1
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
х +х
kудК1 =1+ е c пл ;
0,172
−3,14
kудК1 =1+ 2,71 0,041+0,102 =1,4.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 2,17 1,4 = 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I = б2 , (6.7)
кзК2
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 = (хс + х 2
пл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл) ;
2
ZК2 = (0,041+ 0,102 +1,67 + 0,21) + (0,172 + 0,21)2 = 2,04 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 = = 2,67.
2,04
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і = 2 I k ; (6.8)
удК2 кзК2 удК2
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R +R
−3,14 пл шл
хс+х +х +х
kудК2 =1+ е пл тр ш ;
0,172+0,21
−3,14
k =1+ 2,71 0,041+0,102+1,55+0,21
удК2 =1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 = 2 2,67 1,68 = 6,32 кА.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1)
2 + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R 2
л1) ;
ZК3 = (0,041+ 0,102 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,172 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,061)2 = 3,41.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
I
кзК3 = =1,62 кА.
3,41
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
іудК3 = 2 I k ; (6.10)
кзК3 удК3
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
Rпл+R +R
−3,14 ш авт+Rш+Rавт1+Rл1
Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х
k =1+ е с пл тр ш авт ш авт1 л1
удК3 ;
0,172+0,21+0,41+0,21+1,1+0,061
−3,14
k =1+ 2,71 0,041+0,102+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 = 2 1,62 1,09 = 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Х +Х +Х +Х )2 2
авт ш авт2 л2 + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт2 +R л2) ;
ZК4 = (0,041+ 0,102 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,172 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,063)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
I
кзК4 = =1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
і = 2 I k ; (6.12)
удК4 кзК4 удК4
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+Rш+R
−3,14 авт+Rш+Rавт 2+Rл 2
Хс+Х +Х
k =1+ е пл тр+Хш+Хавт+Хш+Хавт 2+Хл 2
удК4 ;
0,172+0,21+0,41+0,21+1,1+0,063
−3,14
k =1+ 2,71 0,041+0,102+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,611,15 = 2,47 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого
К1 К2 K3 К4
замикання
R*к, в.о. 0,172 0,384 2,17 2,171
х*к, в.о. 0,103 2,03 2,63 2,632
Z*к, в.о. 0,23 2,67 3,41 3,42
ІКЗ, кА 2,17 2,67 1,62 1,61
іуд, кА 4,28 6,32 2,48 2,47
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого заКм2 и к а ння в мережі
110 кВ
х а в т 1 х а в т 2
РозрахуКн3 о к струму Ко4 д н о фазного кRо р о ткого заRми к а ння здійснюємо у
ав т 1 ав т 2
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить точку
А однофазного короткого замикання, склахд яа 1 є м о схемух зя 2а м іщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [1, 8].
Для розрахунку струму однофазногоR я з 1а м икання Rна я 2 з е млю приймаємо
електричТн Пу 1 с х ему трТан П с 2 ф о р матора 110/10 кВ і склКа3 д а є мо схемКу4 з а міщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканняТм П в 1 т о чці А. Т П 1
S А
кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х однхо фазного КЗ
с0 л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВАU; к 0
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
S
− базисний струм визначаємо за формулою I = б
б .
3 U Ли с т
б
Из м . Л и с т В № і дд по ко у в м і . д н оП:о д п . Д а т а
Ко п и р о в а л 100 Фо р м а т A4
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х = n х ; (6.13)
0 пл
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х =30,103= 0,309. 0
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) (3)
к = k Sк ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2410 = 3615 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
S(1)
I(1) = к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
I(1) 3615
к = =19,0 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 = х = х , ( х = 0,045 – визначається раніше).
с2 с с
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х = б − х − х ;
с0 с1 с2
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,043− 0,043 = 0,81.
18,97
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,81+ 0,309)(1,66 +1,66)
х0 = = 0,82.
(0,81+ 0,309) + (1,66 +1,66)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
3 1 І
І(1) б
кзА = , (6.16)
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,043 + 0,103 = 0,146.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
І(1) 3 15,5
кзА = =14,8 кА.
0,146 + 0,146 + 0,82
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [6].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,8 А Ін= 2000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 3,37кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк = І 2
t= tф = 3,372 3 = 34,1 В 2 2
к = Ітер tтер = 31,5 3= 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
t – час спрацювання апарату захисту, с.
ф
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1 (рис. 7.1).
Рисунок 7.1 − Вимикач ВБП–110III–31,5/2000 УХЛ1
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін= 1000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 3,37 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1 (рис.
7.2).
Рисунок 7.2 – Роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
В 2
к = Іt= t = 4,772
ф 3= 68,26 В = І 2 2
к тер tтер = 42 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S =15 ВА r
ном 2ном =1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r2прил = , (7.2)
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S2Н− I2
2Н (rприл + rк )
r = . (7.3)
пров
I2
2Н
S − I2 (r 2
2Н 2Н прил+ rк ) 15 5 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2
2Н 52
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр = , (7.4)
rприл
0,02 7
Fпр = = 0,28 мм2
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
(рис. 7.3).
Рисунок 7.3 – Трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110 (рис. 7.4).
Рисунок 7.4 – Розрядник типу РВС-110
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,7А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91 кА Iвідкл = 20 кА
В = І 2 t = 3,72 0,15= 2,05 В = І 2 t = 522 0,15= 405,6
к t= ф к тер тер
Sроз
Ір10 = , (7.5)
3 × Uн
5300
Ір10 = = 278,7 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =139,25 А Ін= 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91кА Iвідкл = 20 кА
В = І 2 t = 3,72 3= 41,07 В = І 2 2
к t= ф к тер tтер = 52 3= 8112
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
5187 / 2
Ір10 = =136,1 A.
3 ×11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
Рисунок 7.5 – Вакуумний вимикач ВВЭ-10-20/630
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,5 А Ін =300 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 70 кА
Вк = І 2
t= t = 3,72
ф 2 = 27,38 Bк=І 2
t= t
2
т.с = 70 1= 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА ,r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5А. До трансформаторів
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І 2
2 52
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S2 Н − I 2
2 Н ( rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 7
Fпр = = 2,33 мм2
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
2
перерізом 2,5 мм
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМІ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Рисунок 7.6 – Трансформатор напруги НТМІ–10
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Е-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної 82,
СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 11 200,2 216,7
енергії 5
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної 82,
СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 11 200,2 216,7
енергії 5
(лінії 10 кВ)
18
Всього 436,8 472,8
0
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМІ–10 (рис. 1.13). Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Е-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-І466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: - - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H =120 ВА більше Sф = 0,08 ВА, то він буде працювати з
допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [5]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
4320 0,2
F 2
min = = 23,3мм ,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф = 0,08 + 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 380В.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід, 3 -
електроприймачі
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [3].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [2, 3].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [3].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 3].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 70 м;
− ширина В = 60 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [3]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [3].
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 6 −1− 0,5 = 4,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [3]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами типу ДРИ — hс = 0,5);
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 70 60
i = = 7,14.
Hp (A + B) 4,5 (70 + 60)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,4 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані = =1,4 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L = Hp =1,4 4,5 = 6,3 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 60 м
В 60
пр = = = 9 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 70 м
A 70
п ,
с.р. = = = 11,3
LB 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 12.
Загальна кількість світильників
псв = пр пс.р. = 9 12 =108 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [3].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z kз 100 200 72 58 1,11,3
ФП = = =12917 лм,
n в 108 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [3];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 — для ламп ДРЛ [3];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 84.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 ФП , обираємо лампу ДРЛ 390 зі
світловим потоком Фл = 17000 лм і потужністю Рл = 390 Вт, та світильник
ГСП18-110-006 з КСС типу Д та ККД св = 0,7
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 12917 17000 0,7 1,2 12917 ;
11625 11900 15500 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå = Рл n =390108= 42,1 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
B−LB (np −1)
lB = 0,3 L = ;
B
2
2 0,3 LB = B − LB (np −1);
B = 0,6 LB + LB (np −1) = LB (0,6 + np −1) = LB (np − 0,4);
B 58
LB = = = 8,8 м.
np − 0,4 7 − 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB = 0,3LB = 0,38,8= 2,64 м.
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А −LА (nсв.p −1)
lА = 0,3 L
А = ;
2
2 0,3 LА = А − L
А (nсв.p −1);
А = 0,6 LА + LА (nсв.p −1) = LА (0,6 + n
св.p −1) = LА (nсв.p − 0,4);
А 72
LА = = = 6,2 м.
nсв.p − 0,4 12 − 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА = 0,3LА = 0,36,2 =1,86 м.
Перевірочний розрахунок.
Перевірочний розрахунок проводимо точковим методом [3].
Визначаємо відстані d1, d2 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню
2 2 2 2
LA LB 6,2 8,8
d1 = + = + = 4,51 м;
2 2 2 2
2 2 2 2
3 LA LB 3 6,2 8,8
d2 = + = + =10,23 м;
2 2 2 2
Визначаємо (рисунок 8.1) освітленості е1 i е2 які створюють світильники
типу ГСП18-150-005 з лампами ДРИ 150-5, Фл = 17000 лм, КСС типу Д на
відстанях d1 = 4,51 м i d2 = 10,23 м при висоті підвісу світильників над
робочою поверхнею Нр = 4,5 м.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
α
R
Hр
I
α
Iα
А d
Рисунок 8.1 – Визначення освітленостей е1 i е2
Визначаємо кути та під якими сила світла відстанях d1 = 4,6 м i d1 2 2
= 10 м падає на точку А:
d 4,51
1 = arctg 1
= arctg 45;
H
р 4,5
d
2 10,23
2 = arctg = arctg 67.
H
р 4,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та умовною
лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами 1 = 45 та 2 = 66 :
I = I0 cos(n0 1) =330 cos(145) = 233,1 кд;
1
I = I0 cos(n0 2 ) =330 cos(167) =128,9 кд.
2
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами 1 = 45 та
2 = 66 :
I cos31 483 cos3 45
e 1
1 = = = 4,11 лк;
H2
p 4,52
I cos32 128,9 cos3 67
e = 2
2 = = 2,07 лк.
H2
p 4,52
Так, як освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками, і
освітленість е2 — чотирма, то сумарна освітленість яка створюється
світильниками з умовними лампами зі світловим потоком 1000 лм на відстанях
d1 i d2 буде дорівнювати
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
2
Е =еп = 4 е1 + 4 е2 = 4 4,11+ 4 2,07 = 24,72 лк.
п=1
6.13.5. Розраховуємо освітленість, яка буде створена в точці А
світильниками з лампами ДРЛ 390 зі світловим потоком Фл = 17000 лм,
враховуючи ККД = 0,75 , коефіцієнт запасу [3] kз = 1,3 та неврахованої
св
освітленості μ = 1,0
Фсв Е 17000 0,75 1,0 24,72
E = = =187,9 лк,
kз 1000 1,3 1000
де ЕΣ — розрахункова сумарна освітленність, Е = 24,72 лк;
Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Фсв =Фл св.
Отримане освітлення не повинно відрізнятися від мінімального більш
ніж на − 20 +20 %
0,9 Етіп Е 1,1Етіп ;
0,9 200 187,9 1,1200 ;
180 187,9 220 .
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,8,
тоді tgφ=0,75.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос = 42,10,75=31,6 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [3] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище
220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/380 В;
− нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою
частиною аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела
живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою
(але не особливо небезпечних).
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В
або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові
лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Характеристика споживачів к
п
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
Іроз = ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Р 103
роз
Іроз = ;
2 U
ф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 103 P 103
роз роз
I ,
pоз = =
3 U cos 3 U cos
л ф
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,8 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 103
роз 42,1103
І = = = 79,7 А.
роз
3 Uф cos 3 220 0,8
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×25) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 8 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109–97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а
також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, –
не нижча 95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
ном
10 % U , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в
ном
ламп не повинна перевищувати 105 % U .
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % U , при інших лампах – не нижчою 88 % U .
ном ном
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos+ Up sin) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
Ua =
кз ;
Sном.тр
U = U 2 2
p кз −Ua ,
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р ,
кз U
кз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M1 = L P ,
M 2 = P1 L1 + P2 (L1 + L2 ) + P3 (L1 + L2 + L3 )
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 = Р1 L1,
1
Р = P
де 1 роз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 = 41,2 18 =185,4 кВт×м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 = Р1 L1 +Р2 (L1 +L2) ,
1 41,2
де Р1 = Pроз.ос Р1 = =10,3кВт, L1+L2 = 46 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 41,2
Р = = =1,03 кВт.
2
40 40
Отже отримаємо
М2 =10,346+1,03 (46+12,5) =534,1 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C F
Для першої ділянки
185,4
U1 = = 0,16 %
46 25
Для другої ділянки
534,1
U2 = = 0,46 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних
S>25 мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр ; Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр ; Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр; Uн.в. ≥ Uр.в.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов:
Iт.д. ≥Iз ×
2
Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ; Fмін=23,1/1,4=16,5 мм ;
Iт.д. ≥80∙1,2; Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за формулою
P
I = ном
pоз , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [8] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Для нашого випадку КП =0,3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Рном, І , І , I ,
Споживач cosφ р max Н.ДОП.Л Марка
кВт А А А
Пила маятникова 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
Зварювальний
4 0,5 18,2 22,8 32 АВВГ(4×6)
напівавтомат*
Верстат токарний 31 0,65 72,5 87,8 90 АВВГ(4×35)
Індукційна піч 46 0,65 107,5 131,6 140 АВВГ(4×70)
Гибочно-відрізний
11 0,65 25,7 29,3 32 АВВГ(4×6)
верстат
Верстат балансувальний 34 0,65 79,5 102,4 110 АВВГ(4×50)
Камера знежирення 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат фрезерний 7,5 0,65 17,6 22 27 АВВГ(4×4)
Термопласт автомат* 98 0,8 322,4 411 540 2хАВВГ(4×185)
Вентилятор 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Тельфер 15 0,5 45,6 57 63 АВВГ(4×16)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП , А IН.ДОП ., А Марка
РП1 425,0 630 2хВВГ(4х150)
РП2 650,7 800 2хВВГ(4х185)
РП3 482,7 630 2хВВГ(4х150)
РП4 83,1 145 ВВГ(4х35)
РП5 83,1 100 ВВГ(4х16)
РП6 76,1 100 ВВГ(4х16)
РП7 368,4 630 2хВВГ(4х150)
РП8 205,5 400 ВВГ(4×185)
ККУ
250,7 315 ВВГ(4х150)
УКБН-0,38-200-50
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5534,1
Iр.с.в= = =386,1А.
3 Uн 3 0,4
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-40 500/800, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=500А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
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.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = δ×U = E - ΔU + U +ΔU −5 ,
1 1 м ( тр м сп )
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ
0 ) .
0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху для якого Ір=23,4А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6 мм2, питомий
активний та індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×23,4×0,04×(0,58×0,65+0,6×1,17)=1,75В ;
л2
1,75
ΔU (%) = 100%=0,46%..
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔUт = м ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
U = кз
а ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
U = u2 -U2
р кз а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
1 536,9
Sм = Sтп = = 268,5 кВА,
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
U = 4,52
р -1,382 = 4,3% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
268,5
ΔUТ = ×(1,38×0,74 + 4,3×0,67) = 2,62% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,62% − 0,46% = 101,92% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 = U 2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1. Зовнішній вигляд
показано на рис. 8.8.
Рисунок 8.8 – Шафа (пункт) розподільчий серії ПР-11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [4]. Де представлені
рекомендації стосовно застосування методики розрахунків максимальних і
мінімальних значень струму при симетричних і не симетричних КЗ, види яких
визначені відповідно методики.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, установок релейного захисту і заземлювальних
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Розрахункова схема електроустановки – це схема з’єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання (рис.
8.9).
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі (шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається U = U , де Uн = 10,5кВ
б н ; за базисну потужність
приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА , L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Р U2
r к НН
т = 106 ;
S2
нт
2
2 100P U2
x = U - к НН
т к 104
S ;
нт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r 6
т = 10 =5,5 мОм ;
4002
2
100 5,5 0,42
xт = 4,52 - 104
=17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм; rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно з [8]
rQF1 = 0,25 мОм; rQF 2 = 0,65 мОм; rQF 3 = 2,15 мОм; ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF 2 = 0,17 мОм; ХQF 3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в [5]
rTA =1,7 мОм; ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником
rL1 = r0 L1; XL1 = x0 L1;rL2 = r0 L2; XL2 = x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 16 = 5,12 мОм; X L1 = 0,057 16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 3 = 4,62 мОм; X L2 = 0,062 3 = 0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемою
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»:
r = rT + rK + r + r + r
(КЗ ) QF1 K TA + rK + rQF 2 + rKQ + rKL1 + rL1 + rQF 3 + rKL2 + rL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 +1,0 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ )
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,3 мОм.
Х = ХС + Х + Х + Х + Х
(КЗ ) T QF1 TA QF 2 + Х L1 + ХQF 3 + Х L2.
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 22,9 мОм.
(КЗ )
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,3) + (22,9) =33,4 мОм.
(КЗ)
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05 380
ІКЗ(КЗ) = = 6905А.
3 33,4 10−3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»:
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r
(К 2) T K QF1 K TA K QF 2 KQ KL1 + rL1 + rKL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 + 0,65+1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1=17,4 мОм.
(К 2)
Х = Х
(К 2) С + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + Х L1.
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,5 мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (17,4) + (21,5) =27,7 мОм.
(К 2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 380
І
КЗ(К 2) = = 8326А.
3 27,7 10−3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»:
r = rT + rK + r
(К1) QF1 + rK + rTA.
r = 5,5+1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
(К1)
Х = Х + Х + Х + Х .
(К1) С T QF1 TA
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
(К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,5) + (20,4) =22,5 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
1,05 380
ІКЗ(К1) = =10250А.
3 22,5 10−3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 = 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) = 2 10250 =14453 А; іа0(К 2) = 2 8326 =11740 А;
іа0(К 3) = 2 6905= 9736 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
іat = ia0 e
a , (8.2)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
дорівнює
x
Ta =
,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
і = 2 І К , (8.4)
уд п0 уд
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
tуд
−
де Т
К = 1+ sin а
уд K e – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка 1 [12], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
– кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
к
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к = arctg ; (8.5)
r
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
tуд = 0,01 K . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [7].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x x
(К1) 20,4 (К 2) 21,5 x
(К 3) 22,9
= = 2,2; = =1,2; = = 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
К уд(К1) =1,22;
К уд(К 2) =1,1;
К уд(К 3) =1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) = 2 10250 1,22 =17633 А,
іуд(К 2) = 2 8326 1,1=12914 А,
іуд(К 3) = 2 6905 1,05 =10223 А.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
І , А
КЗ 12841 11740 9736
іуд , А 17633 12914 10223
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматичними
вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані на
довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином,
такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги стійкості
до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у даному
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
.
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
1,1 І
І р
р , 1,25 I ,
П Тип І , І
Споживач н.АВ н.Т.Р. ,
,
А А апарату А А
А
Зварювальний напівавтомат 18,2 20 127,4 ВА47 – 29 63 20
Верстат токарний 72,5 77,2 421,2 ВА47 – 100 100 80
Верстат фрезерний 17,6 19,4 105,6 ВА47 – 29 63 25
Індукційна піч 107,5 118,3 631,8 ВА88 – 32 125 125
Камера знежирення 12,9 14,2 77,4 ВА47 – 29 63 16
Гибочно-відрізний верстат 25,7 28,3 140,4 ВА47 – 29 63 32
Верстат балансувальний 79,5 87,5 491,4 ВА47 – 29 125 100
Пила маятникова 12,9 14,2 18 ВА47 – 29 63 16
Термопласт автомат 328 360,8 380 ВА88 – 37 800 400
Вентилятор 5,7 6,3 30,6 ВА47 – 29 63 8
Тельфер 45,6 50 273,6 ВА47 – 29 63 50
Розподільчий пункт РП – 1 425,0 467,5 − ВА88 – 40 800 630
Розподільчий пункт РП – 2 650,7 715,8 − ВА88 – 40 800 800
Розподільчий пункт РП – 3 482,7 530,0 − ВА88 – 40 630 630
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Продовження таблиці 8.7
Розподільчий пункт РП – 4 83,1 91,4 − ВА47 – 29 100 100
Розподільчий пункт РП – 5 83,1 91,4 − ВА47 – 29 100 100
Розподільчий пункт РП – 6 76,1 83,7 − ВА47 – 29 100 100
Розподільчий пункт РП – 7 368,4 405,2 − ВА88 – 40 630 630
Розподільчий пункт РП – 8 205,5 226,1 − ВА88 – 37 400 315
ККУ 250,7 275,8 − ВА88 – 37 400 315
ЩО 79,7 87,7 − ВА47 – 29 100 100
ЩАО 8 8,8 − ВА47 – 29 63 10
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має найбільший струм
навантаження – термопласт автомат. Виконаємо дану перевірку згідно умови
1.540 > 1 . 400 = 400 А,
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=9,74 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності tпр(п) = f (/ / ) (рисунок 8.4), де / / = I/ / / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) = 0,005 .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину t ( ) не враховують.
пр а
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
9736 0,02
Smin = =16,64 мм2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ -(ΔU + U
1 Т м +ΔUсп )−5 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [6].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
Ua =
КЗ – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
U 2 2
р = UКЗ − Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
534,1 5,8 5,8
UТ = 100 0,74 + 5,52 − ( 100)2 0,67 = 3,1%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (3,1+ 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = 5%− 6,13% −5%,
U1 =1,13% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 = Ет − 0,3(3,07 + 2,5) − 0,56 +5%,
U2 = Ет −1,11% +5%
U2 = 3,89% +5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В даному проєкті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3. До складу КТП входять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф:
шафи введення нижчої напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи
секційної – ШНС; зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
На рис. 8.11 наведено зовнішній вигляд комплектної трансформаторної
підстанції внутрішньо цехового розміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
Рисунок 8.11 – Типова КТП внутрішньоцехового розміщення
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Визначення вимог для розробки
структури мікропроцесорного пристрою контролю якості електроенергії
9.1 Поняття якості електричної енергії та вимоги до неї
Якість електричної енергії − це ступінь відповідності фактичних
значень параметрів електричної енергії встановленим вимогам.
Серед основних невідповідностей показників якості електричної енергії,
які становлять небезпеку для роботи електрообладнання (ДСТУ 3466-96
Якість електричної енергії. Терміни та визначення):
1. Зникнення напруги (Power Failure, Loss of Voltage) − відсутність
напруги в електромережі протягом більше двох періодів (40 мс). Наслідками
зникнення напруги можуть бути: втрата, пошкодження даних на серверах і
поточної інформації на робочих станціях, пошкодження файлової системи,
порушення технологічного процесу, вихід з ладу апаратури.
2. Провал напруги (Power Sag, Voltage Dip) − раптове зниження напруги
в електричній мережі нижче величини 90% від номінального значення, за яким
слідує відновлення напруги до початкового або близького до нього рівня за
проміжок часу від десяти мілісекунд до декількох десятків секунд. Причиною
провалу напруги можуть бути: включення енергоємного обладнання, запуск
потужних електродвигунів, робота зварювальних апаратів і т.д. Можливі
наслідки: скидання оперативної пам"яті; виникнення помилок, вихід з ладу
апаратури, мерехтіння освітлення.
3. Перенапруга (Power Surge, Over Voltage) − раптове підвищення
напруги в електричній мережі вище величини 110% від номінального
значення, за яким слід відновлення напруги до початкового або близького до
нього рівня за проміжок часу від десяти мілісекунд до декількох десятків
секунд. Причиною виникнення перенапруг може бути відключення
енергоємного обладнання. Можливі наслідки: скидання оперативної пам"яті;
виникнення помилок, вихід з ладу апаратури, мерехтіння освітлення.
4. Відхилення напруги (Brownout, Voltage Deviation) − відхилення
(зниження / підвищення) напруги в мережі від допустимих стандартом значень
на тривалий час (більше десятків секунд). Виникає зазвичай через зростання
споживання електроенергії в певні періоди часу при обмеженій потужності
джерела електроенергії або довгих лініях електроживлення. Можливі
негативні наслідки: додаткові втрати потужності в стабілізаторах, скорочення
терміну служби блоків живлення, збої у виконанні програм.
5. Електромагнітна перешкода (Electrical Line Noise) − виникнення у
мережі високочастотних імпульсів, що накладаються на синусоїдальну форму
напруги. Основними причинами виникнення електромагнітних перешкод є
робота потужних електродвигунів, перемикання релейної апаратури і силової
комутаційної електроніки, мовлення суміжних станцій, магнітні бурі. Можливі
наслідки − виникнення помилок, скидання оперативної пам’яті, «зависання»
операційної системи, вихід з ладу накопичувачів на жорстких дисках.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
6. Імпульс напруги (High Voltage Spikes, Voltage Impulse) − це
короткочасне перевищення напруги вище 110% від номінального значення
тривалістю 10-50 мкс (з часом фронту імпульсу 1-10 мкс). При цьому,
амплітуда імпульсів перенапруги може досягати величин 6000 В. Причиною їх
появи можуть бути удари блискавок, розряди статичної електрики. Такі
високовольтні імпульси з дуже крутим переднім фронтом без перешкод
минають захисні фільтри блоків живлення ПЕОМ і потрапляючи в ланки
системних плат, викликають скидання оперативної пам"яті і вихід з ладу
мікросхем.
7. Відхилення частоти (Frequency Variations, Frequency Deviation) −
відхилення частоти на величину більше 0,2 Гц від номінального значення (50
Гц). Причиною появи можуть бути: нестабільність джерела електроенергії,
нестабільність частоти обертання ротора дизель-генератора. Можливі
наслідки: перегрів і вихід з ладу блоків живлення, «зависання» операційної
системи, програмні збої, втрата даних.
8. Тимчасове перенапруга (Switching Transient) − це короткочасне
перевищення напруги вище 110% від номінального значення тривалістю 1000-
5000 мкс. При цьому, амплітуда імпульсів перенапруги може досягати
величин 4500 В. Причиною їх появи є комутаційні процеси потужнострумових
ланцюгів електропостачання, іскріння комутаційних апаратів. Можливі
наслідки: скидання оперативної пам"яті і вихід з ладу мікросхем.
9. Несинусоїдальність напруги (Harmonic Distortion), в свою чергу
характеризується двома основними показниками:
а) коефіцієнтом спотворення синусоїдальності кривої напруги (струму)
− відношення діючих значень суми вищих гармонік напруг (струмів) до
діючого значення напруги (струму) основної гармоніки або у спрощеному
варіанті до номінальної напруги (струму);
б) коефіцієнтом гармоніки напруги (струму) - відношення діючого
значення аналізованої гармоніки напруги (струму) до діючого значення
змінної напруги (струму) або у спрощеному варіанті до номінальної напруги
(струму). Крім перерахованих використовуються такі показники якості
електроенергії, як: коефіцієнти форми і амплітуди кривих змінної напруги
(струму), гармоніка напруги (струму), джерело гармонік напруги, струму
(Source of Harmonic Voltage, Current), гармонійний резонанс (Harmonic
Resonance). Небезпеку для електрообладнання представляють спотворення
синусоїдальності кривої напруги більше 8% або наявність в кривій напруги
гармонійних складових напруги непарного (парного) порядку, з коефіцієнтом
гармонік більше 5%.
Причиною їх появи є наявність споживачів з нелінійним навантаженням,
таких як комп’ютери, тиристорні перетворювачі і т.п. При цьому поряд із
спотворенням відбувається генерування значного потоку реактивної
потужності в зовнішню електромережу, що погіршує якість роботи інших
споживачів електроенергії та вимагає використання пристроїв автоматичної
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
компенсації реактивної потужності або інших пристроїв, що коректують
форму вхідного струму.
Згідно з частиною п’ятою статті 24 Закону України «Про
електроенергетику» (далі – Закон) електропередавальні організації зобов'язані
забезпечувати належний технічний стан та організацію експлуатації об'єктів
електроенергетики відповідно до вимог нормативно-правових актів,
нормативно-технічних документів, нормативних документів з питань
технічної експлуатації електричних станцій і мереж та енергетичного
обладнання, надійне та якісне постачання (транспортування) енергії згідно з
умовами ліцензій та договорів.
Частиною чотирнадцятою статті 24 Закону визначено, що у разі відпуску
електричної енергії, параметри якості якої внаслідок дій або бездіяльності
енергопостачальника виходять за межі показників, визначених у договорі на
постачання електричної енергії, енергопостачальник несе відповідальність у
вигляді штрафу в розмірі двадцяти п'яти відсотків вартості такої
електроенергії.
В свою чергу, статтею 25 Закону передбачено право споживачів,
зокрема, на отримання електричної енергії, якісні характеристики якої
визначені державними стандартами.
Так, відповідно до норм до якості електричної енергії в системах
електропостачання загального призначення», норми встановлені даним
Стандартом, підлягають включенню в технічні умови на приєднання
користувачів електричної енергії та в договори на постачання електричної
енергії між електропередавальною організацією і користувачами електричної
енергії.
Взаємовідносини, які виникають в процесі продажу і купівлі
електричної енергії між виробниками або постачальниками електричної
енергії та споживачами (на роздрібному ринку електричної енергії),
регулюються Правилами користування електричною енергією, затвердженими
постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України від
31.07.1996 № 28, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 02.08.1996
за № 417/1442 (із змінами) (далі – ПКЕЕ).
Дія цих Правил поширюється на всіх юридичних осіб та фізичних осіб
(крім населення) (абзац другий пункту 1.1 ПКЕЕ).
Згідно з підпунктом 2 пункту 8.2 ПКЕЕ постачальник електричної
енергії за регульованим тарифом зобов'язаний: забезпечувати постачання
електричної енергії, якісні характеристики якої відповідають параметрам,
визначеним державними стандартами, та зазначені в договорі.
Пунктом 8.5 ПКЕЕ визначено, що у разі постачання електричної енергії,
параметри якості якої перебувають поза межами показників, зазначених у
договорі про постачання електричної енергії, постачальник електричної
енергії за регульованим тарифом несе відповідальність перед споживачем у
розмірі двадцяти п'яти відсотків вартості обсягу такої енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Відносини між побутовими споживачами та енергопостачальниками
регулюються Правилами користування електричною енергією для населення,
затвердженими постановою Кабінету Міністрів України.
Відповідно до положень пункту 38 ПКЕЕН енергопостачальник, зокрема
зобов'язаний забезпечувати надійне постачання електричної енергії згідно з
умовами ліцензій та договором; приймати письмові та усні повідомлення (у
тому числі засобами зв'язку) побутових споживачів щодо порушення
електропостачання або порушення параметрів якості електричної енергії, а
також вживати заходів до відновлення електропостачання та приведення
показників якості у відповідність з вимогами нормативних документів.
Згідно з положеннями пунктів 49 – 51 ПКЕЕН у разі порушення
енергопостачальником умов договору побутовий споживач викликає
представника енергопостачальника для складання та підписання акта-претензії
побутового споживача, в якому зазначаються терміни, види, відхилення
показників з надання послуг тощо (форму типового акту-претензії наведено у
додатку 2 до ПКЕЕН).
Відповідно до положень пункту 52 ПКЕЕН у разі відмови
енергопостачальника провести необхідні заміри параметрів якості електричної
енергії побутовий споживач має право сам організувати проведення таких
замірів. Проводити заміри параметрів якості електроенергії може організація,
яка має відповідні повноваження або дозволи. У цьому випадку
енергопостачальник повинен відшкодувати витрати побутового споживача.
Слід також зазначити, що згідно з положеннями пункту держстандартів
(ДСТУ 3466-96 Якість електричної енергії. Терміни та визначення) оцінка
відповідності якості електричної енергії вказаним нормам проводиться
протягом розрахункового періоду, рівному 24 годинам.
Відповідно до пунктів вимог для визначення відповідності значень
вимірюваних показників якості електричної енергії, за винятком тривалості
провалу напруги, імпульсної напруги, коефіцієнта тимчасового перенапруги,
нормам цього стандарту встановлюється мінімальний інтервал часу
вимірювань, рівний 24 годинам, що відповідає розрахунковому періоду.
Разом з тим, відповідно до положень підпунктів 11 та 15 пункту 4
Наказ № 817 від 24.12.2004 Про затвердження Інструкції з організації
проведення обстежень електричних, тепловикористовуючих установок,
теплових мереж та оформлення їх результатів, одними із завдань та функцій
Державної інспекції з енергетичного нагляду за режимами споживання
електричної і теплової енергії (далі – Держенергонагляд), є здійснення в
межах своєї компетенції нагляду за відповідністю показників якості
електричної енергії вимогам нормативних документів та технічним станом та
організацією експлуатації, зокрема, електричних установок та мереж суб’єктів
електроенергетики і споживачів електричної енергії.
Таким чином, здійснення контролю за показниками якості електричної
енергії належить до компетенції Держенергонагляду.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
9.1 Призначення та принцип роботи пристрою контролю якості
електроенергії згідно до вимог IEC (МЕК).
В електротехнічній та енергетичній промисловості однією з актуальних
задач є високоточне і швидке вимірювання параметрів якості електричної
енергії. Висока точність необхідна для ефективного обліку і управління цими
параметрами, а швидкодія обґрунтовується необхідністю миттєвого
відключення при аварійних ситуаціях з метою недопущення виходу з ладу
електротехнічного устаткування і підвищення терміну служби комутаційних
апаратів. Вимога максимально можливої швидкодії є найважливішою у
вугільній металургійній та інших галузях промисловості, де існують особливі
умови вибухонебезпеки.
Для мереж напругою до 1000 В вітчизняна і зарубіжна промисловість
пропонує достатню кількість технічних рішень цієї задачі на відомій сучасній
елементній базі. Прийшовши на зміну трансформаторам струму лінійні
перетворювачі, що працюють на основі ефекту Холу, забезпечують високий
рівень швидкодії і точності. Застосування оптронних гальванічних розв’язок в
цих технічних рішеннях дозволяє досягти необхідного рівня
перешкодостійкості каналу вимірювання.
В мережах з напругою вище 1000 В розробники і експлуатаційники все
ще віддають перевагу трансформаторам струму і напруги. Це зв’язано з тим,
що оптронні гальванічні розв’язки і живлячі їх DC/DC − перетворювачі не
доступні в широкому асортименті на робочу напругу вище 1000 В. Передача і
обробка сигналу з трансформатора струму вимагає використання фільтрів
низьких частот для усунення впливу електромагнітних перешкод.
Існуючі пристрої визначення виникнення аварійного струму, що
працюють сумісно з трансформаторами струму, дають затримку сигналу
відключення порядку 40 мс (мілісекунд), що абсолютно неприпустимо при
роботі устаткування у вибухонебезпечному середовищі. Крім того, досвід
комутації зашунтованого пускачем постійно включеного тиристорного
вимикача показав можливість виникнення іскри між контактами пускача при
його розмиканні. Таким чином, іскра може виникнути за час, що не перевищує
часу включення тиристора (воно залежить від прикладеної напруги), але не
більше 0,1 мс, що може призвести до виникнення аварії у вибухонебезпечній
зоні.
Для вирішення зазначеної проблеми пропонується наступна структура
функціонального складу інформаційно-діагностичної системи підстанції
КТПВ, яка включає три вимірювальні блоки і блок контролю та індикації.
Основними складовими частинами пропонованої системи є
вимірювальні блоки відповідних фаз. Далі розглянемо принцип роботи
вимірювального блоку. З блоку контролю і індикації по інтерфейсу RS232
через оптичні перетворювачі у вимірювальний блок передається значення
уставки струму короткого замикання. Своїм виводом ШІМ ATMEGA48
формує цю величину уставки для одного входу компаратора, на другий вхід
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
якого поступає посилений сигнал з шунта. Компаратор управляє одним
оптичним передавачем, утримуючи його у включеному стані до виникнення
аварійного сигналу. Контролер формує діюче значення струму і напруги,
коефіцієнт потужності і усереднені їх значення передає по інтерфейсу RS232
через оптичний перетворювач в блок контролю і індикації. Блок контролю і
індикації складається з оптичних перетворювачів для підключення трьох
вимірювальних блоків, комутатора інтерфейсу RS232, мікроконтролера типу
ATMEGA (здійснюється зв’язок з вимірювальними блоками, вимірювання
температури трансформацією підстанції, контроль стану блоку вимірювання
опору витоку на приєднанні, що відходить, контроль окремої температури
трансформатора і інших параметрів в реальному масштабі часу із записом їх
значень в енергонезалежній пам’яті мікроконтролера ATMEGA48 (здійснює
індикацію значень струмів і напруг, вище перелічених параметрів, завдання
значення уставки аварійного струму і обмін інформацією по інтерфейсу RS485
з диспетчерськими пунктами енергосистеми підприємства).
У вимірювальному блоці як первинний перетворювач струму може
застосовуватися як шунт, так і лінійний перетворювач Холу. Це стало
можливим завдяки розробленій спеціалізованій схемі без трансформаторного
імпульсного джерела живлення. В його основі лежить принцип
конденсаторного розподілу напруги і закачування струму за допомогою LINK
SWITCH-TN контролерів, що дозволяє виробляти модульні джерела
живлення, що підключаються безпосередньо до виводів на напругу вище за
1000 В. Передача інформації від вимірювального блоку до блоку контролю і
індикації здійснюється по оптоволокну з використанням перетворювачів
TOTX173 на відстань до 10 м. Це забезпечує гальванічну розв’язку на напругу
більше 100 000 В. Таким чином, використання шунтів або лінійних
перетворювачів Холу, пропонованого модульного безтрансформаторного
імпульсного джерела живлення і оптоволоконної гальванічної розв’язки
дозволяє створювати високоточні і швидкодійні вимірювальні пристрої для
мереж з напругою вище 1000 В, що, у свою чергу, підвищить рівень безпеки
електроустаткування, що працює в умовах вибухонебезпеки.
Для контролю та регулювання різних параметрів в системах управління
об’єктами все частіше застосовуються мікропроцесори і мікроконтролери. Це
дозволяє створювати пристрої управління з більш широкими можливостями,
ніж при використовуванні мікросхем жорсткої логіки. При цьому вся задача
управління перекладається на програмну частину пристрою. При одному і
тому ж схемному рішенні шляхом простої заміни програмного забезпечення
можна створювати пристрої з іншими можливостями і алгоритмами роботи.
Проведений попередній аналіз вказує, що структура пропонованої
системи вибрана оптимально та може бути рекомендована до втілення у якості
дослідного зразка для наступних тестувань та модернізацій і подальшого
втілення у вигляді пристроїв, що серійно випускаються.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання
підприємства
До початку робіт по споруді повітряних ліній електропередач (ПЛЕ)
повинні бути виконані наступні роботи: отримані дозволи на ведення робіт по
трасі ПЛЕ, включаючи території лісових масивів і сільськогосподарських
угідь; підготовлені тимчасові приміщення для розміщення монтажних бригад і
ділянок виконробів; організовані тимчасові бази для складування матеріалів;
перевірені стани доріг, мостів і під'їзних шляхів до траси ПЛЕ, при
необхідності споруджені тимчасові під'їзні дороги; розчищена смуга землі
уздовж траси, а в лісовій місцевості влаштовані просіки; здійснений
передбачений проєктом знос будівель, що знаходяться на трасі ПЛЕ або
поблизу неї і що перешкоджають проведеню робіт; виконаний виробничий
пікетаж - установка уздовж траси ПЛЕ пікетів, що відзначають майбутні місця
установки опор.
Як опорні конструкції ПЛЕ обираємо анкерно-кутові одноцепні
залізобетонні опори з відтяжками ПЛ 35-220 кВ, які розраховані на
застосування на відкритих рівних або малопересічених ділянках місцевості, в
умовах I-IV ожеледних районів Європи при напору вітру до 0,6 кПа.
Визначимо кількість опор ВЛ 110 кВ
L
Nоп = ,
l
де L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 69 км.; l – довжина прольоту між опорами; для
опор ПЛ 35-220 кВ за умови захисту одиночних проводів і тросів від вібрації l
= 80 м [9].
69000
Nоп = 880 опор.
80
Витрати на придбання даних опор складає
Cоп = Nоп C1 ,
де С1 – орієнтовна вартість однієї опори ВЛ 35-220 кВ з шістьма
ізоляторами; С1 = 31750 грн.
Cоп =880 3175= 27940000 грн.
Вартість постійного відведення землі приймається з урахуванням
розрахункових значень площі відведення під опори ПЛЕ і вартості землі.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛЕ замість тих, що
вилучаються із сільськогосподарських угідь складає:
Cо.н.з =Cн.з S Nоп ,
де С 2
н.з – орієнтовна вартість 1 м відчужених від сільськогосподарських
потреб під установку ПЛЕ земель; Сн.з = 380 грн/м2; S – площа земельної
ділянки, відведеної під кожну опору; S = 1,75 м2.
Cо.н.з =380 1,75 880 =585200 грн.
В процесі установки опор ПЛЕ необхідно влаштувати тимчасові бази
для зберігання матеріалів в районі проходження траси ПЛЕ. Перевезення опор
на трасу ПЛЕ здійснюється спеціальними стволовозами. Розвантаження опор і
барабанів з дротом виконується підйомними кранами. Постачання будівельної
техніки на трасу ПЛЕ здійснюється своїм ходом.
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в процесі установки
опор знаходиться так
Cтр,хр = n1 Cоп ,
де n1 – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці ПЛЕ; n1 = 0,45 [21]
Cтр,хр = 0,45 27940000 =12573000 грн.
Залізобетонні опори встановлюються без фундаментів. Котловани для
залізобетонних опор розробляються спеціальними буровими машинами.
Діаметр котловану повинен перевищувати нижній діаметр (розмір) стійки
опори на 5...10 см. Розробка котлованів і установка в них опор проводиться
підрядною будівельною організацією [9]: кількість зайнятих людей для цих
робіт: n = 70 люд. для яких продуктивність праці в зміну: П = 28 опор/зміну;
трудомісткість роботи 0,72 люд.-днів; робота машин – 0,21 машино-змін;
орієнтовна вартість підряду: Спод.ч = 1100 грн/люд.-днів; Спод.м = 1650
грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на установку опор ПЛЕ:
N
C = оп
под n (0,72 Cпод.ч + 0,21Cпод.м ) ;
П
880
Cпод = 69 (0,72 1100+ 0,211650) = 2504700 грн.
28
Укрупнені вартісні показники ПЛЕ складені з урахуванням
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
використання сталеалюмінієвих проводів марки АС-70 і знаходяться
CВЛ =C1 L n ,
де С1 – орієнтовна вартість одного погонного метру дроту марки АС-70; С1
= 68,5 грн/м; L – відстань від точки введення з системи електропостачання до
ввідної підстанції підприємства; L = 69 км.; n – кількість ліній подачі у ПЛЕ; n
= 4
CВЛ = 68,5 70000 4=19180000 грн.
Монтаж дротів (тросів) виконується окремо на кожній ділянці ПЛЕ,
обмеженій двома найближчими анкерними опорами (анкерному прольоті), і
складається з наступних основних операцій: розкочування дротів, включаючи
їх з'єднання і підйом на опори; натягнення дротів з регулюванням стріли
провисання; кріплення дротів до ізоляторів опор.
Монтаж дротів також проводиться підрядною організацією [9]: кількість
зайнятих людей для цих робіт: n = 24 люд. для яких продуктивність праці в
зміну: П = 48 прольотів/зміну; трудомісткість роботи 0,76 люд.-днів; робота
машин – 0,19 машино-змін; орієнтовна вартість підряду: Спод.ч = 1800
грн/люд.-днів; Спод.м = 1650 грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ
N
C оп
подВЛ = n (0,76 Cпод.ч + 0,19 Cпод.м ) ;
П
880
CподВЛ = 24 (0,76 1800+ 0,19 165)0 = 739857,8 грн.
48
Після закінчення всіх монтажних робіт на опори ПЛЕ на висоті 2...3 м
наносяться наступні знаки: порядкові номери опор; номер ПЛЕ або її умовне
позначення; інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони;
попереджувальні плакати на всіх опорах в населеній місцевості.
При безвідмовній роботі ПЛЕ під навантаженням протягом доби
приймальна комісія оформлює акт передачі ПЛЕ в експлуатацію. Дата
підписання цього акту членами приймальної комісії вважається датою
введення ПЛЕ в експлуатацію. Лінія переходить у ведення замовника,
приймається на баланс експлуатуючою організацією, яка отримує всю
технічну документацію і несе подальшу відповідальність за лінію.
Орієнтовна вартість роботи приймальної комісії [9]: Сп.к = 12750 грн.
Дані по вартості монтажу ПЛЕ наведені в таблиці 10.1.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
Таблиця 10.1 – Витрати на монтаж повітряної лінії електропостачання
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на придбання залізобетонних опор, Соп 27940000
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛЕ,
585200
Со.н.з
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в
12573000
процесі установки опор, Стр, хр
Вартість підряду на установку опор ПЛЕ, Спод 2504700
Витрати на придбання сталеалюмінієвих дротів марки
19180000
АС-70, СВЛ
Вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ, СподВЛ 739857,8
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 1 2750
Разом 63522757,8
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при роботі
в електротехнічній лабораторії
В даному розділі проводиться аналіз умов праці інженера-розробника в
електротехнічній лабораторії. Приміщення лабораторії знаходиться у
виробничій будівлі на першому поверсі триповерхового будинку. Розміри
приміщення 6х5х3 м, площа, відповідно, становить 30 м2, об’єм 90 м3. В
приміщенні розташовано чотири робочих місця. Розміри приміщення
відповідають вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів.
Перевірка здійснюється згідно затвердженим керівником установи переліком
запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади;
студентами перед початком трудового і професійного навчання в лабораторії.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками та студентами на
робочому місці до початку роботи.
Запис про проведення вступного інструктажу робиться у спеціальному
журналі.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою – 1 раз у
квартал, на інших роботах – 1 раз на півріччя.
Стіни і стеля лабораторії мають світлий пастельний колір з матовою
фактурою. Для зручності прибирання приміщення стіни на 2 м від підлоги
пофарбовані масляною фарбою а підлога вкрита світлим лінолеумом.
Природне і штучне освітлення нормується згідно ДБН В.2.5-28-2018 в
залежності від характеристики зорової праці, найменшого розміру об'єкта
розрізнення, розряду і підрозряду зорової роботи, фону і контрасту об'єкта з
фоном. Згідно цього в лабораторії передбачені наступні види виробничого
освітлення: природне, штучне і сумісне.
Природне освітлення бічне - світло проникає в приміщення через два
вікна приблизними розмірами 1,5х2 м. Відповідно фактичний КПО становить
10-17%, що задовольняє умови ДБН В.2.5-28-2018 для ІІ розряду зорової
праці.
Штучне освітлення застосовується при недостатності природного
освітлення або відсутності його (у темний час доби). За призначенням штучне
освітлення належить до робочого.
Характер зорової праці відноситься до дуже високої точності,
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
найменший розмір об’єкту розрізнення 0,15-0,3 мм, контраст об’єкту з фоном
та характеристика фону середня, що відповідає ІІ розряду та підрозряду – в.
Згідно ДБН В.2.5-28-2018 штучна загальна освітленість при даній роботі
повинна бути не менша 500 лк, а комбіноване 750 лк. Загальне штучне
освітлення створюється штучними джерелами світла: люмінесцентними
світильниками. Кількість світильників – 9 шт. Лампа в світильнику має
потужність 18 Вт її світловий потік рівний 1200 лм при напрузі 220 В.
Світильники створюють на робочих місцях фактичний рівень освітлення - 520
лк, що повністю відповідає ДБН В.2.5-28-2018. Окрім цього, в темну пору
року на кожному робочому місці передбачене місцеве освітлення в вигляді
настільної лампи.
На двох робочих місцях знаходяться лабораторні стенди та
вимірювальні прилади для проведення досліджень. В приміщенні лабораторії
знаходиться холодильний апарат, шафа з вимірювальними приладами та
документацією.
Для зберігання, обробки та аналізу даних в лабораторії розміщені два
персональних комп’ютера та копіювальний апарат. Кожен із працівників
лабораторії працює за комп’ютером незначний час (не більше 2-3 годин за
робочий день). Монітор розміщено так, щоб світлові відблиски з вікна не
заважали роботі. Відстань від екрану монітора до очей становить не менше 70
см. Поза працюючого за комп’ютером вільна, що забезпечується
регулюванням висоти та нахилом робочого крісла. Робота за комп’ютером
ведеться відповідно ДСанПіН 3.3.2-007-98.
Для живлення обладнання (персональний комп’ютер, копіювальна
техніка, холодильний апарат та ін. електроприлади) передбачена електрична
мережа напругою 220 В. Для цього на висоті 90 см від підлоги обладнанні 4
розетки. Над розетками розміщені попереджувальні надписи з зазначенням
напруги в розетці. Параметри електробезпеки лабораторії відповідають
вимогам ПУЕ-17 та ДНАОП 0.00-1.32-01.
На робочих місцях лабораторії витримуються необхідні параметри
мікроклімату: температура у холодний період року становить 21-23 ºС, в
теплий – 22-24 ºС; відносна вологість повітря залежно від температури
знаходиться у межах 55-65 %; швидкість руху повітря знаходиться в межах
0,1-0,2 м/с, що відповідає ДСН 3.3.6.042-99.
Для дотримання оптимальних параметрів мікроклімату в приміщенні
передбачена природна вентиляція (згідно ДБН В.2.5.67-2013) отвір якої
знаходиться над дверима.
Для попередження небезпечного впливу на здоров’я, працівники
щорічно проходять медичний огляд; в лабораторії два рази на добу
проводиться вологе прибирання, а раз на місяць дезінфікують все приміщення.
Категорично забороняється на робочих місцях вживати їжу та напої, для цього
є спеціально обладнане приміщення.
В приміщенні лабораторії існує невеликий рівень шуму від системного
блока комп´ютера, копіювального апарату та інших електричний приладів.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
Фактичний рівень шуму 48-50 дБА не перевищує нормативний в 60 дБА
відповідно ДСН 3.3.6.037-99.
На працівників лабораторії впливають також деякі психофізіологічні
чинники, зокрема нервово-психічні перевантаження (монотонність роботи,
розумове перенапруження, тощо).
Для зниження негативного впливу рекомендується протягом робочого
дня через кожен час роботи за комп´ютером робити п’яти хвилинні перерви.
Працівники, що працюють з комп´ютером, обов’язково раз на рік
проходять медичний огляд у офтальмолога.
Відповідно до НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в
Україні» в установі розроблені відповідні заходи щодо забезпечення пожежної
безпеки:
- визначені обов’язки посадових осіб щодо забезпечення пожежної
безпеки;
- призначені відповідальні, які пройшли навчання і перевірку знань з
пожежної безпеки, за пожежну безпеку окремих приміщень;
- встановлений протипожежний режим та визначені місця для куріння,
застосування нагрівальних електроприладів;
- розроблені й затверджені загальнооб’єктові інструкції про заходи
пожежної безпеки;
- розроблена схема евакуації людей із установи на випадок пожежі.
Схеми евакуації розміщені на кожному поверсі будівлі (ДБН В.1.1.7-2016).
Усі працівники при зарахуванні на роботу, безпосередньо на робочому
місці та щороку за місцем роботи проходять відповідно вступний, первинний
та повторний протипожежний інструктажі. Запис про проведення проти
пожежного інструктажу робиться в журналі, після чого дозволяється
приступити до роботи.
За характеристикою пожежної небезпеки приміщення лабораторії
відноситься до категорії В (у приміщенні знаходяться негорючі та
важкогорючі матеріали) відповідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016.
На випадок пожежі крім головного виходу існує запасний евакуаційний
вихід, що виходить на сходову клітку. Ширина шляху евакуації становить не
менше 1 м, а дверей евакуаційного виходу – не менше 0,8 м при висоті
проходу не менше 2 м. Над дверима написано слово «Вихід». Евакуаційні
шляхи утримуються вільними та не захаращеними.
Для забезпечення більш надійного протипожежного захисту приміщення
необхідно застосування пожежної автоматики. Тому у приміщенні лабораторії
вкрай необхідно встановити систему пожежної сигналізації, відповідно ДБН
В.2.5-56-2014. Для ліквідації невеликих осередків пожежі в установі
передбачені первинні засоби пожежогасіння - вогнегасники ВП-2 та ВП-5У,
встановлені спеціальні щити які розміщені в легкодоступних місцях.
В результаті проведеного аналізу можна зробити висновок, що умови
праці на робочих місцях в лабораторії за більшістю показників відповідають
оптимальним параметрам режиму роботи. Для забезпечення повноцінного
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
надійного протипожежного захисту лабораторії необхідно розробити та
змонтувати в ній систему пожежної сигналізації.
11.2 Розробка системи пожежної сигналізації в приміщенні
лабораторії
Система пожежної сигналізації призначена для своєчасного виявлення
місця загорання й формування керуючих сигналів для систем оповіщення про
пожежу й автоматичне пожежегасіння.
Вітчизняні нормативні документи по пожежній безпеці суворо
регламентують перелік будинків і споруд, що підлягають оснащенню
автоматичною пожежною сигналізацією (ДБН В.2.5-56-2014). У цей час весь
перелік організаційно-технічних заходів на об'єкті під час пожежі має одну
головну мету - порятунок життя людей. Тому на перше місце виходять
завдання ранішнього виявлення загорання й оповіщення персоналу.
Основні функції пожежної сигналізації забезпечуються різними
технічними засобами. Для виявлення пожежі слугують оповісники, для
обробки й протоколювання інформації й формування керуючих сигналів
тривоги - приймально-контрольні пристрої й периферійні пристрої.
Для забезпечення пожежної безпеки в приміщенні лабораторії
пропонується застосувати мережеву адресну систему пожежної сигналізації
Simplex, яка скдадається з приймально-контрольного приладу Simplex 4100U
та різноманітних оповісників (датчиків).
В якості пожежних датчиків пропонується використати адресні
комбіновані пожежні датчики Simplex для раннього виявлення пожежі з
захистом від помилкових тривог.
Комбіновані пожежні датчики Simplex 4098-9754 із серії TrueAlarm
поєднують в собі фотоелектричний датчик диму і термісторний датчик
температури. Для аналізу показників датчиків використовується запатентована
технологія Simplex TrueSens, яка забезпечує раннє виявлення пожежі та
високий рівень захисту від помилкових тривог. Ці пожежні датчики
підключаються до приймально-контрольного приладу Simplex 4100U через
шлейфи двухпровідної лінії зв'язку IDNet і можуть встановлюватися на
стандартні бази, бази зі звуковою сигналізацією та бази з ізолятором. Як і інші
датчики Simplex, оповісники 4098-9754 мають вбудовану функцію магнітного
тестування.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
Рисунок 11.1 – Адресний комбінований оповісник Simplex TrueAlarm 4098-
9754 із захистом від помилкових тривог
Рисунок 11.2 – Адресний тепловий оповісник Simplex серії TrueAlarm
максимальної та максимально-диференційної дії
Налагодження чутливості комбінованого пожежного датчика
виконується через приймально-контрольний прилад пожежної сигналізації,
при цьому можливо запрограмувати автоматичну зміну чутливості датчиків
(підвищення днем і зниження вночі) і поетапну активацію тривоги в
залежності від ступеня задимлення і температури навколишнього середовища
(при низьких значеннях видається попередження, при високих - сигнал
тривоги). Завдяки використанню спеціальних типів точок пожежний
оповісник 4098-9754 може передавати дані від димового і теплового сенсора,
використовуючи тільки одну адресу IDNet. При цьому дані про задимлення і
температуру, що приходять з комбінованого датчика можуть програмно
оброблятися як в сукупності так і окремо. Існує можливість підключення до
одного шлейфу до 250 пожежних датчиків TrueAlarm.
Для спільної роботи пожежних датчиків Simplex з ПКП 4100U
використовуються протокол IDNet. При цьому в один двухпровідний шлейф
класу А (кільцева структура) або В (деревоподібна структура) можна
об'єднати до 250 датчиків і адресних пристроїв. При інсталяції системи
пожежної сигналізації в ці шлейфи можна включити не тільки пожежні
датчики, а й адресні модулі ізоляції коротких замикань, командні і моніторні
модулі. Для прокладки шлейфів використовується як екранована, так і
неекранована кручена пара, а загальна довжина проводів при цьому може
складати до 3 км.
Робота димового датчика заснована на контролі оптичної щільності
навколишнього середовища, коли пожежний датчик з певною частотою
порівнює амплітуди імпульсів відбитого від часток диму інфрачервоного
випромінювання. Імпульси формуються ІЧ-випромінювачем, змонтованим в
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
димової камері пристрою, що знаходиться там же. Фотоприймач орієнтований
так, щоб при роботі в штатних умовах ІЧ випромінювання ним не фіксувалося.
При попаданні частинок диму в оптичну камеру пожежного датчика на них
відбувається хаотичне розсіювання випромінювання діода і частина цього
випромінювання потрапляє на фотоприймач, збуджуючи електричний сигнал.
Чим вище концентрація диму в повітрі, тим вище рівень електросигналу і при
перевищенні ним певного порогового значення датчик диму формує
повідомлення про пожежну тривогу.
Для налагодження оптичного датчика пропонується 7 рівнів чутливості
в діапазоні від 0,2 до 3,7% концентрації диму. Завдяки конструкції головки у
вигляді жалюзі, пожежний датчик може реагувати на надходження диму з
будь-якого боку, а використання фотоелектричної технології виявлення
димових частинок дозволяє пристрою коректно працювати при швидкості
повітряного потоку до 10 м / с.
Вбудований в пожежний датчик Simplex 4098-9754 теплової сенсор
може ідентифікувати пожежу як при досягненні температурою навколишнього
середовища заздалегідь заданого значення, так і на підставі швидкості росту
цієї температури. Одночасне відстеження відразу двох параметрів допомагає
уникнути помилкового спрацьовування датчика при швидкій зміні
температури в нормальних умовах, наприклад, при відкритті вхідних дверей
або при включенні опалювальних приладів. Крім ідентифікації пожежі,
теплові датчики можуть працювати як датчики поточної температури для
систем кондиціонування та опалення.
Всі повідомлення пожежний датчик Simplex 4098-9754 передає в
цифровому форматі на панель пожежної сигналізації 4100U, де виконується
інтелектуальна оцінка даних. При цьому пожежна панель дозволяє виконувати
наступні функції:
- індивідуальний вибір чутливості для кожного пожежного датчика;
- моніторинг чутливості оповісників;
- реєстрація максимальних значень температури для точного аналізу і
настройки чутливості;
- автоматична індивідуальна перевірка датчиків, виконувана раз в
хвилину, забезпечує надійність роботи пожежних оповісників;
- автоматична компенсація змін зовнішніх умов;
- використання технології TrueSense для спільного аналізу показань
датчика диму і датчика температури;
- можливість перегляду і друку інформації про стан оповісника;
- інформація про чутливості датчика диму виводиться на дисплей у
відсотках, а значення температури в градусах Цельсія.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162
Рисунок 11.3 – Приймально-контрольний прилад Simplex 4100U
І димовий, і тепловий пожежні датчики комбінованого оповісника
Simplex передають дані на панель пожежної сигналізації 4100U для оцінки
наступних параметрів: поточного значення температури, швидкості її підйому
і ступеня задимленості. Далі всі ці параметри обробляються і корелюються з
використанням функції TrueSense. При цьому виконується зіставлення
показань димового і теплового сенсорів із застосуванням протестованої
ковариаційної матриці, що забезпечує визначення ознак пожежі на більш
ранньому етапі, ніж при використанні показань кожного датчика окремо. В
результаті, завдяки технології TrueSense, протипожежна система стає чутлива
як до уповільнених пожеж з відносно низькою температурою, так і до таких,
що швидко розвиваються (високотемпературних пожеж).
Комбіновані пожежні датчики Simplex можуть бути протестовані
безпосередньо на місці установки за допомогою магніту. При тому, що при
піднесенні магніту до корпусу датчика під дією магнітного поля відбувається
замикання контактів вбудованого в пристрій геркону, після чого справний
датчик відразу ж переходить в тривожний стан, і світлодіодний індикатор на
його корпусі загоряється. Якщо пожежний датчик несправний, то індикатор
спочатку блимає, а потім загоряється. При цьому інформація про стан будь-
якого датчика може бути виведена на екран пожежної панелі 4100U.
Використовуючи спеціальні корпуси, димові датчики Simplex можна
встановлювати у вентиляційні труби. В цьому випадку вони виявлятимуть
наявність частинок диму в повітряних потоках системи вентиляції. Для
монтажу у повітроводи пожежні датчики кріпляться до корпусу, а потім через
монтажний отвір поміщаються в трубу, після чого корпус фіксується на трубі
гвинтами. На зовнішній панелі корпусу знаходиться світлодіодний індикатор,
який показує, в якому стані знаходиться димовий датчик. Компанія Simplex
поставляє корпуси для монтажу пожежних датчиків у повітроводи круглого і
квадратного перетину.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 163
Таблиця 11.1 – Основні технічні характеристики на адресні димові
датчики Simplex
Параметри Значення
Напруга живлення: 24 – 40 В пост. струму
Швидкість потоку повітря: 0-610 м/мін.
Площа покриття: 90 м2
Прокладка проводів Вита пара 1,5 – 0,75 мм2
Струм в черговому режимі: 0,1 мА, 24 В пост. струму
Струм в тривожному стані: 24 мА, 24 В пост. струму
Робочі умови: 0 - 95%, 0 - 50°С
Колір корпусу: Білий
Габарити: D 124 мм х 54 мм (з підставою)
Приймально-контрольний прилад Simplex 4100U дозволяє об'єднати в
одну систему пожежну сигналізацію і цифрову або аналогову систему
сповіщення. При виникненні тривожних ситуацій система сповіщення передає
раніше записані або призначені для користувача оголошення про тривогу або
евакуацію персоналу, використовуючи підсилювачі на 50 або 100 Вт. Основу
системи сповіщення складає вбудований в розширювальне шасі ПКП аудіо
контролер, а трансляція може одночасно здійснюватися по 3-8 каналам у разі
використання цифрової системи або по 1-2 каналам в системі аналоговій. Для
екстреного зв'язку з пожежною командою на об'єкті можна розвернути
систему пожежних телефонів, що складається з центрального комутуючого
апарату і видалених телефонів.
На базі контрольного приладу Simplex 4100U на об'єкті може бути
розгорнена не тільки пожежна сигналізація, але і система сповіщення з
можливістю роботи в автоматичному або ручному режимі. У автоматичному
режимі трансляція по зонах екстреного повідомлення проводиться у разі
надходження сповіщення про тривогу, а в ручному диспетчер може сам
передавати екстрені оголошення з мікрофонного блоку системи сповіщення
Simplex або запускати заздалегідь записані повідомлення у вибрану зону
сповіщення. За відсутності пожежної тривоги подібна система може
використовуватися для трансляції музики або передачі оголошень рекламного
або службового характеру в торгових центрах і офісних будівлях.
Для організації системи сповіщення в розширювальне шасі контрольної
панелі 4100U додатково вбудовується цифровий або аналоговий аудіо
контролер, плати розширення зон сповіщення, плати для видаленого
сповіщення, мікрофонні консолі і пожежний телефон. Також система
комплектується цифровими або аналоговими підсилювачами. Відзначимо, що
об'єднання системи сповіщення з пожежною сигналізацією дозволяє
скоротити кількість проводів для прокладки ліній комутацій, а так само число
шаф в диспетчерській оскільки підсилювачі системи можуть бути рознесені по
об'єкту, а отже, і витрати на інсталяцію і обслуговування всієї системи в
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 164
цілому.
Централізоване управління сповіщенням в мережі з декількох ПКП
окрім голосового, звукового і світлового сповіщення про евакуацію, пожежна
система Simplex забезпечує оперативний зв'язок центрального поста з
пожежною командою через внутрішній телефон. Якщо на об'єкті організована
система пожежної сигналізації, що складається з декількох ПКП, об'єднаних в
мережу, то зберігання голосових або звукових повідомлень і їх розподіл по
аудіо системах окремих контрольних приладів проводить центральний аудіо
контролер, встановлений на центральній станції. Такий підхід забезпечує
швидкий пошук необхідного повідомлення і його трансляцію на інші панелі
мережі, що позбавляє від необхідності встановлювати аудіо контролери в
кожну пожежну панель.
У заводській комплектації аудіо контролер системи сповіщення має
вбудовану карту пам'яті, куди можна записати повідомлення тривалістю 2
хвилини з нормальною якістю або 1-хвилинний ролик з високою якістю.
Розширивши вбудовану пам'ять, можна записати на аудіо контролер
повідомлення тривалістю до 32 хвилин. При цьому для завантаження звукових
файлів в систему використовується вбудований порт контролера. Крім того,
підключивши до нього 2 додаткових модуля аудіо входів, можна розширити
систему сповіщення до 6 виносних мікрофонів і 11 різних аудіо входів.
Для пожежних панелей 4100U Simplex поставляє два типи аудіо
контролерів – аналогові і цифрові, при цьому система сповіщення може бути
або тільки аналоговою, або тільки цифровою, застосування змішаних систем
неприпустимо. Аналоговий контролер може передавати звукові повідомлення
поодинці або двом каналам одночасно, в цьому випадку в системі сповіщення
використовуються аналогові підсилювачі і аналогові лінії трансляції
повідомлень. Цифровий аудіо контролер одночасно передає повідомлення
більш ніж по двох каналах (від 3 до 8) по одній витій парі, і до нього можуть
бути підключені цифрові підсилювачі і лінії трансляції.
При організації одноканальної системи сповіщення можна виконати
трансляцію тільки одного повідомлення воднораз часу. Таким чином, під час
вступу сигналу «Пожежа» система автоматично відключає всі поточні
повідомлення і запускає екстрене оголошення про евакуацію. Наприклад, воно
автоматично транслюється на поверх пожежі і на поверхи вище і нижче за
пожежу. У разі двоканальної системи сповіщення одночасно можна
транслювати відразу два повідомлення воднораз часу, і під час вступу сигналу
«Пожежа» проводиться евакуація з поверхів пожежі, вище і нижче, а на решту
поверхів будівлі подається, наприклад, сигнал попередження.
Мультиканальна система сповіщення Simplex дозволяє транслювати до 8
різних повідомлень воднораз часу. При цьому, окрім повідомлень про
евакуацію і попереджень, що подаються на всі не евакуйовані поверхи,
оператор може зробити оголошення з мікрофону, не перериваючи трансляції.
Завдяки можливості прив'язки сповіщення до різних подій в системі пожежної
сигналізації і організації затримок трансляції, можна реалізувати складні
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 165
алгоритми евакуації людей на крупних об'єктах, наприклад, у висотних
будівлях.
Ще одна ланка системи сповіщення – підсилювачі потужності звукового
сигналу. Спільно з ПКП 4100U можуть використовуватися двоканальний
підсилювач потужністю 50 Вт і одноканальний підсилювач 100 Вт, які,
залежно від моделі, мають цифровий або аналоговий вхід. До виходів
підсилювачів підключаються шлейфи гучномовців, що мають кільцеву або
деревовидну структуру. Для резервування вихідного голосового сигналу у разі
переривання трансляції повідомлення з аудіо контролера кожен підсилювач
системи сповіщення має можливість формування звукового сповіщення
(сирена 500 Гц). При цьому контроль за поточним станом підсилювачів,
напругою і електрострумом, що подається на пристрої, виконується
центральним процесором, а всі кількісні показники відображаються на дисплеї
оператора.
В екстрених ситуаціях, коли радіозв'язок відсутній або є ненадійною,
двосторонній зв'язок в системі сповіщення забезпечують пожежні телефони,
що дозволяє реалізувати систему сповіщення 5-типа (тобто із зворотним
зв'язком). Вони можуть використовуватися не тільки під час гасіння пожеж,
але і в ході пошуку причини пожежної тривоги або під час тестування системи
пожежної сигналізації. У базовому варіанті телефонна система складається з
центрального апарату, встановленого на ПКП 4100U, і видалених телефонних
трубок. При прийомі виклику черговий оператор системи сповіщення може
комутувати між собою різні телефонні лінії або організувати їх роботу в
режимі конференц-зв'язку.
Таблиця 11.2 – Основні технічні характеристики системи сповіщення на
базі панелі Simplex 4100U
Джерела живлення
Системне джерело Мах 4 A, 102 - 132 В,
Моделі 120 В
живлення (SPS) 60 Гц
Додаткове джерело
живлення (XPS) Мах 2 A, 204 - 264 В,
Видалене джерело 50/60 Гц; окремі
Моделі 220-240 В
живлення (RPS) відгалуження для
Блок живлення 220/230/240 В
підсилювача 100 Вт
Підсилювачі
Сигнал «сирена» 500 Гц з тимчасовою схемою,
Вбудовані звукові сигнали
ініціюється при відключенні підсилювачів від аудіо
системи сповіщення
контролера
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 166
Продовження таблиці 11.2
Джерело 19 - 35 В
живлення від окремого джерела живлення
425 мА
Споживаний при контролі силового каскаду
струм тривоги 82 мА
в режимі зниженої потужності
5,55 A з Значення
безперервним використовується
звуковим для розрахунку
Підсилювачі Flex-50
Споживаний сигналом навантаження
струм тривоги з джерела живлення
повною Значення
2,27 A –
вихідною використовується
середнє
потужністю для розрахунку
значення по
навантаження
тимчасовій
резервного
схемі
живлення від
батареї
Сумарна потужність
Максимум 300 Вт
підсилювачів в одній шафі
Характеристики аудіо контролера системи сповіщення
Аналоговий контролер;
225 мА режим очікування і тривоги
Споживання струму
Цифровий контролер;
75 мА режим очікування і тривоги
Вимоги до проводки
аналогової, мережевої лінії 3050 м (10000 ft), екранованою витою парою 18
сповіщення з видаленими AWG (0,82 мм 2)
панелями
Вимоги до проводки
цифрової, мережевої лінії 760 м (2500 ft), витою парою (неекранованою) 18
сповіщення з видаленими AWG (0,82 мм 2).
панелями
Характеристики пожежного телефону
Вимоги до проводки 2300 м (7500 ft) до найвіддаленішого телефону,
екранованою витою парою 18 AWG (0,82 мм 2).
Зарядний пристрій, системне і видалене джерело живлення
6,2 А/год - 50 А/год; вибір за допомогою
Ємність батареї налаштування для батареї до 18 А/год; SPS
сертифікований UL для зарядки виносних
батарей до 110 А/год
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 167
Продовження таблиці 11.2
Температурна компенсація, повна зарядка батареї
Характеристики і робота за 48 годин відповідно до стандарту UL 864, до
зарядного пристрою 70% за 12 годин відповідно до стандарту ULC
S527
Зовнішні умови
Робоча температура 0°- 49° C (32° - 120°F)
Вологість до 93% при 32° C (90° F)
Центральний телефон підключається безпосередньо до телефонного
контролера панелі 4100U, а для вибору телефонної лінії системи сповіщення
використовуються вбудовані в панель модулі управління. Також центральний
телефон можна безпосередньо підключити до входу аудіо контролера для
трансляції повідомлень без використання мікрофону. Видалені телефони
системи сповіщення можуть бути переносними, які підключаються до
відповідної телефонної розетки, або стаціонарними, такими, що
встановлюються в спеціальні кожухи для видалених пристроїв сповіщення.
Один телефонний контролер панелі 4100U може працювати з трьома
телефонними лініями системи сповіщення, забезпечуючи при цьому
підключення центрального телефону і мережевий зв'язок з видаленими
панелями. На крупних і висотних об'єктах в розширювальне шасі контрольної
панелі можна вбудовувати додаткові модулі телефонних контролерів. Для всіх
телефонних ліній, підключених до пристрою, виконується контроль обриву,
короткого замикання і перевантаження. Якщо відбувається переривання
зв'язку між телефонним контролером і центральною панеллю, всі телефони
системи сповіщення автоматично підключаються до лінії зв'язку, що дозволяє
зв'язатися з будь-яким іншим телефоном просто знявши трубку або
підключившись до розетки.
Рисунок 11.4 – Настінний світлозвуковий пожежний оповісник Simplex
моделі 4903-94ХХ
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 168
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. 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.
3. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
4. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
5. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
6. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
7. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
8. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
9. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
10. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23225 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 169