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/5744| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення подрібнювачів гілок та щепорізів |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Петренко, Ярослав Олексійович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення подрібнювачів гілок та щепорізів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено схему мікроконтролерного пристрою контролю процесу з'єднання пластин ланцюга. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено техніко-економічний розрахунок вибору трансформаторів КТП цеху з виготовлення ланцюгів. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у приміщенні проектно-технічної лабораторії, а також зроблено порівняльну характеристику сучасних джерел світла і вибір системи освітлення лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5744 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Петренко.pdf Restricted Access | 6.39 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 23226 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
подрібнювачів гілок та щепорізів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Петренко Ярослав Олексійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Ганна КИСЕЛЬОВА
(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
Петренку Ярославу Олексійовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення
подрібнювачів гілок та щепорізів»
Керівник кваліфікаційної роботи Кисельова Ганна Олексіївна, ст.викладач
(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 –
5260,4 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2100 МВА; 5. Розміри цеху –
42×72×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 76 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 768,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми
мікроконтролерного пристрою контролю процесу з'єднання пластин ланцюга; 9. Техніко-
економічні розрахунки – Техніко-економічний розрахунок вибору трансформаторів КТП
цеху з виготовлення ланцюгів; 10. Охорона праці – Порівняльна характеристика сучасних
джерел світла і вибір системи освітлення проектно-технічної 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 – Розробка схеми мікроконтролерного пристрою контролю
процесу з'єднання пластин ланцюга
10 Техніко-економічні розрахунки – Техніко-економічний розрахунок вибору
трансформаторів КТП цеху з виготовлення ланцюгів
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 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Ярослав ПЕТРЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Ганна КИСЕЛЬОВА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виготовлення
ланцюгів .................................................................................................................. 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 33
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 37
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 41
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ
Ли З м. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Петренко Я.О. Літ Аркуш. Аркушів
Електропостачання підприємства з
Перев. Кисельова Г.О. 3 155
Т. контр. виготовлення подрібнювачів гілок та
Н. конт р. Ключка К.М. щепорізів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 43
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 45
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 51
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 56
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 65
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 65
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 67
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 71
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 71
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 73
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 77
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 80
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 80
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 81
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 82
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 84
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 86
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 87
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 89
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 89
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлюваних систем ................................ 91
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 91
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 91
8.2.3. Електропостачання освітлюваних установок ........................................ 94
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 103
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 103
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 104
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 107
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 110
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 112
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 114
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 118
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 120
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 121
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 122
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 123
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 126
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 126
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 127
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 128
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка схеми мікроконтролерного
пристрою контролю процесу з'єднання пластин ланцюга .................................. 133
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 137
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 142
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у приміщенні проектно-
технічної лабораторії ........................................................................................... 142
11.2 Порівняльна характеристика сучасних джерел світла і вибір системи
освітлення лабораторії ......................................................................................... 146
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 153
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 5
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню підприємству з виготовлення
подрібнювачів гілок та щепорізів.
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху з виготовлення ланцюгів з
вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування
підстанцій.
У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено схему мікроконтролерного
пристрою контролю процесу з'єднання пластин ланцюга.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» зроблено техніко-економічний розрахунок вибору
трансформаторів КТП цеху з виготовлення ланцюгів.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які
виникають у приміщенні проектно-технічної лабораторії, а також зроблено
порівняльну характеристику сучасних джерел світла і вибір системи освітлення
лабораторії.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме [1]:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
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.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі є підприємством з виготовлення подрібнювачів гілок та
щепорізів. На території підприємства розміщені будівлі і цехи основного та
допоміжного виробництва.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017».
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виготовлення ланцюгів
Силові електроприймачі цеху з виготовлення ланцюгів живляться
трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною
напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних
установок, що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації
обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики
приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 3 7,3 0,73
2 Установка подачі стрічки 3 5,4 0,8
3 Маніпулятор обертання сталі 3 8,6 0,91
4 Гартувальна піч втулок 3 3,4 0,88
5 Установка подачі прутка 4 3,3 0,82
6 Пила дискова 4 1,4 0,88
7 Маніпулятор штирів 4 5,7 0,92
8 Верстат токарний 4 7,5 0,78
9 Шліфувальний верстат 4 10 0,81
10 Установка очищення штирів 4 4,4 0,84
11 Насос миючого розчину 4 8,2 0,86
12 Складальний прес 4 12 0,77
13 Установка формування бухт 4 6,9 0,82
14 Миюча установка пластин 1 32 0,84
15 Масляна ванна охолодження 1 22 0,8
16 Вібраційний лоток 1 10 0,9
17 Насос очищеної оливи 1 5,5 0,85
18 Установка очищення оливи 1 11 0,78
19 Насос рециркуляції оливи 2 6 0,85
20 Прес отворний 3 14 0,79
21 Конвеєр 3 8 0,8
22 Прес з`єднувальних пластин 3 16 0,78
23 Установка подачі сталі 3 6,6 0,86
24 Вентилятори 6 36 0,88
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 1.1
1 2 3 4 5
25 Насос миючого розчину 2 5,7 0,84
26 Міксер миючих компонентів 1 3,1 0,8
76
Силові однофазні електроприймачі напругою 220 В
Заклепувальний пістолет 6 1,5 0,89
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 42×72×6, з площею освітлення S=3024 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і
струмові дні частини електроустаткування.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2100 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 100 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 301,8 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності [3, 4].
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,1 pном n 7,3 3 21,9 кВт.
1
Рном.1 0,4 21,9 8,76 кВт.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у группу
n n
Qном qном рном tg 0,4 21,9 0,94 8,2 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2
n pном 2 765,5
е 42,7 43 шт.
pном max 36
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в n (2.6)
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi 530
Кв, цеху 1 0,69
n . (2.7)
768,5
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,1530 583 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 344,7 344,7 . квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2 2
роз Pроз Qроз 583 344,7 2 677,3 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5,16].
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості 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 [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном max ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
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 електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
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 додаванням
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.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
pном max ф p
p ном min ф
.
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
Кв(b)
(b)
.
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax(o)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1 Кв Рном tg ; (2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз у Pроз у Qроз у .
В цеху використовується три шість заклепувальних пістолетів, з
наступними паспортними даними:
Рпасп = 1500 Вт; ��������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��ном.у = (6 ∙ 1,5 ∙ 0,4 ∙ 0,89) = 2.53 = 7,59 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 2,53 ∙ 0,51 = 1,29 = 3,87 квар.
��ном. .ф 1,29
Іном.у = = = 6,58 А
�� ∙ �������� 0,22 ∙ 0,89
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлюваних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлюваних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлюваних установок ��роз ос.
визначимо згідно виразу:
Pроз.ос kп Pп.о.ф S, (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =3024 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність освітлюваних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
E k
P P ф з.ф
п.о.ф п.ос.табл kρ , (2.21)
100 kз.табл
де P – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2
п.ос.табл [7];
Eф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф– фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5;
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
200 1,4 Вт
Pп.о.ф 3,8 1,15 8,2 ,
100 1,5 м2
Pроз.ос. 0,95 8,2 3024 22,3 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qроз.ос. Pроз.ос. tg0, (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qроз.ос. 22,3 0,33 7,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
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:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху Рроз у 583 22,30605,3кВт, (2.23)
Q0,38цеху Qроз. цеху Qроз ос.цеху Qроз. у 344,77,40352,1 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2
SТП Р0,4 цеху 2
Q 2 2
0,4 цеху (605,3) (352,1) 700,3 кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 0,9 .
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2
N 2
S К P Q 0,9 5703,22
ННГПП о 0,4цеху 0,4цеху 3393,72 5972,9 кВА (2.26)
i i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 5972,9 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів приводимо у вигляді
таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним, характеру і
специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 10 % ) [3, 4].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове
i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками [3].
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства [3]. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
P r2
роз m ,
i
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства [3].
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху з виготовлення ланцюгів вказані
параметри картограми електричних навантажень
360 583
с.н 347;
605,3
360 22,3
ос.н 13.
605,3
Р 605,3
r р0,38
i 37,1 мм.
3,14 m 3,14 0,14
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )
Y i i
1 , (2.30)
n
Pp
i
i 1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Р с .н осв.
роз, Рроз.ос, Р0,4 цех, ri, мм
кВт кВт кВт град град
Цех виготовлення
рамних конструкцій.
1211,4 71 1282,4 340 20 55
Фарбувальний цех.
Склад металу
Цех приводних
механізмів; Цех
830 31,3 861,3 347 13 45,1
електроніки та
автоматики
Штампувальний цех.
Склади. Цех 412,4 41,1 453,5 327 33 32,7
каркасний
Складальний цех
подрібнювачів гілок 622,8 103,7 726,5 309 51 41,4
Цех пластичного лиття
Механічний цех.
Насосна станція. Цех з
виготовлення 712,3 46,9 759,2 338 22 42,3
побутових щепорізів.
Гаражі
Заводоуправління;
Пректно –
дослідницька
211,9 88,1 300 254 106 26,6
лабораторія.
Інженерно-
конструкторське бюро
Цех виготовлення
583 22,3 605,3 344 13 37,1
ланцюгів
Цех з виготовлення
щепорізів. Цех 676,2 38,8 715 340 20 41,1
гумового лиття
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН підприємства
Найменування Рр, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, P -4
р.0,38X10 , Pр0,38Y10-4,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех виготовлення
рамних
конструкцій. 1211,4 71 1282,4 60 350 76944 448840
Фарбувальний
цех. Склад металу
Цех приводних
механізмів; Цех
830 31,3 861,3 130 270 111969 232551
електроніки та
автоматики
Штампувальний
цех. Склади. Цех 412,4 41,1 453,5 300 280 136050 126980
каркасний
Складальний цех
подрібнювачів
622,8 103,7 726,5 270 180 196155 130770
гілок Цех
пластичного лиття
Механічний цех.
Насосна станція.
Цех з
712,3 46,9 759,2 400 150 303680 113880
виготовлення
побутових
щепорізів. Гаражі
Заводоуправління;
Пректно –
дослідницька
лабораторія. 211,9 88,1 300 380 30 114000 9000
Інженерно-
конструкторське
бюро
Цех виготовлення
583 22,3 605,3 150 90 90795 54477
ланцюгів
Цех з
виготовлення
676,2 38,8 715 70 90 50050 64350
щепорізів. Цех
гумового лиття
1079643 1180848
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
i1 1079643
Х =189,4 м,
n
P 5703,2
p.i
i1
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
n
(Pp yi )
i
i 1 1180848
Y =207,4 м.
n
P 5703,2
p
i
i 1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
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 [9].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 4.7,
розраховуємо ЦЕН.
Х ЦЕН 29,5 м.
YЦЕН 32,7 м.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а йменування ��ном. �� , �� , �� ��
�� ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м ном. м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Тельфер 7,3 11 80,3 46 335,8
2. Тельфер 7,3 43 313,9 25 182,5
3. Тельфер 7,3 24 175,2 3 21,9
4. Установка подачі стрічки 5,4 9 48,6 42 226,8
5. Установка подачі стрічки 5,4 12 64,8 42 226,8
6. Установка подачі стрічки 5,4 15 81 42 226,8
Маніпулятор обертання
7. 8,6 9 77,4 39 335,4
сталі
Маніпулятор обертання
8. 8,6 12 103,2 39 335,4
сталі
Маніпулятор обертання
9. 8,6 15 129 39 335,4
сталі
10. Гартувальна піч втулок 3,4 9 30,6 35 119
11. Гартувальна піч втулок 3,4 12 40,8 35 119
12. Гартувальна піч втулок 3,4 15 51 35 119
13. Установка подачі прутка 3,3 20 66 45 148,5
14. Установка подачі прутка 3,3 26 85,8 45 148,5
15. Установка подачі прутка 3,3 34 112,2 45 148,5
16. Установка подачі прутка 3,3 44 145,2 45 148,5
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
17. Пила дискова 1,4 20 28 42 58,8
18. Пила дискова 1,4 26 36,4 42 58,8
19. Пила дискова 1,4 34 47,6 42 58,8
20. Пила дискова 1,4 44 61,6 42 58,8
21. Маніпулятор штирів 5,7 21 119,7 40 228
22. Маніпулятор штирів 5,7 27 153,9 40 228
23. Маніпулятор штирів 5,7 35 199,5 40 228
24. Маніпулятор штирів 5,7 45 256,5 40 228
25. Верстат токарний 7,5 19 142,5 39 292,5
26. Верстат токарний 7,5 25 187,5 39 292,5
27. Верстат токарний 7,5 33 247,5 39 292,5
28. Верстат токарний 7,5 41 307,5 39 292,5
29. Шліфувальний верстат 10 23 230 38 380
30. Шліфувальний верстат 10 25 250 38 380
31. Шліфувальний верстат 10 35 350 38 380
32. Шліфувальний верстат 10 37 370 38 380
Установка очищення
33. 4,4 23 101,2 38 167,2
штирів
Установка очищення
34. 4,4 25 110 36 158,4
штирів
Установка очищення
35. 4,4 35 154 36 158,4
штирів
Установка очищення
36. 4,4 37 162,8 36 158,4
штирів
37. Насос миючого розчину 8,2 20 164 35 287
38. Насос миючого розчину 8,2 26 213,2 35 287
39. Насос миючого розчину 8,2 34 278,8 35 287
40. Насос миючого розчину 8,2 40 328 35 287
41. Складальний прес 12 24 288 32 384
42. Складальний прес 12 24 288 28 336
43. Складальний прес 12 24 288 24 288
44. Складальний прес 12 24 288 20 240
Установка формування
45. 6,9 31 213,9 32 220,8
бухт
Установка формування
46. 6,9 31 213,9 28 193,2
бухт
Установка формування
47. 6,9 31 213,9 24 165,6
бухт
Установка формування
48. 6,9 31 213,9 20 138
бухт
49. Миюча установка пластин 32 10 320 27 864
Масляна ванна
50. 22 10 220 22 484
охолодження
51. Вібраційний лоток 10 12 120 18 180
52. Насос очищеної оливи 5,5 5 27,5 27 148,5
Установка очищення
53. 11 5 55 24 264
оливи
54. Насос рециркуляції оливи 6 5 30 23 138
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Насос рециркуляції
55. 6 5 30 22 132
оливи
56. Прес отворний 14 16 224 17 238
57. Прес отворний 14 16 224 15 210
58. Прес отворний 14 16 224 13 182
59. Конвеєр 8 19 152 12 96
60. Конвеєр 8 23 184 12 96
61. Конвеєр 8 28 224 12 96
Прес з`єднувальних
62. 16 19 304 10 160
пластин
Прес з`єднувальних
63. 16 23 368 10 160
пластин
Прес з`єднувальних
64. 16 28 448 10 160
пластин
65. Установка подачі сталі 6,6 19 125,4 6 39,6
66. Установка подачі сталі 6,6 23 151,8 6 39,6
67. Установка подачі сталі 6,6 28 184,8 6 39,6
68. Вентилятори 36 46 1656 48 1728
69. Вентилятори 36 46 1656 47 1692
70. Вентилятори 36 46 1656 45 1620
71. Вентилятори 36 49 1764 48 1728
72. Вентилятори 36 49 1764 47 1692
73. Вентилятори 36 49 1764 45 1620
74. Насос миючого розчину 5,7 50 285 42 239,4
75. Насос миючого розчину 5,7 50 285 40 228
Міксер миючих
76. 3,1 44 136,4 38 117,8
компонентів
РАЗОМ 768,5 22695,7 25163,5 29,5 32,7
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище
вказані фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 [3].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв [1].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам [3]:
- 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 приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1 [8].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН. В
якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП [8].
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 проектування 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
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
2 2
SВН ГПП 0,9 5703,2 119,5 3393,7 597,3 6353,3кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02·5972,9 119,5 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·5972,9 597,3 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 6353,3 1,4
Іроз = Кзав.Л 23,4 А, (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
де Кзав.Л =1,4 – 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.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [12], для якого Ідоп=265 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
23,4 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 23,4 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [12] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12].
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: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U// вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги [9].
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P
I і Q
a ;А; Ip і . (3.6)
3 Uі 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 U/ )2
ф1 ф2 ф (U/ / 2
ф ) , (3.9)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ .. (3.10)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U// 3 U//
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR QіX P R Q X
U 3 (Ia R Ip X) і і . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.14)
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
D
X 0,144 lg cp
0 0,0157 Х/ Х/ /
0 0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м (3.16)
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) [3].
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
r 1,15 1,20 cт
пр , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 5703,2 Q 3393,7
Ia 30 А; Ip і 17,8А.
3 Uі 1,73 110 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 100 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132100 =13,2 Ом,
X X 0 L , X = 0,38100= 38 Ом.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
U/
ф 30 13,2+17,8 38 1072,4 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U//
ф 17,8 3830 13,2 280,4 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (110000 1072,4)2 (280,4)2 111072,8 В,
та його фаза
U/ /
280,4
arctg ф
U U/ arctg 0,003 .
ф2 ф 110000 1072,4
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111072,8110000 1072,8В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
U
1072,8
U ф
% 100% 100% 0,98%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02·5972,9 119,5 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·5972,9 597,3 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р0,38цеху i Р 2 2
тр ) (Q Q ); (4.3)
0,38цеху i тр
2 2
S 0,9 5703,2 119,5 3393,7 597,3 6353,3 кВ А.
np(6 ст.)
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
6353,3
Sтр 4538,1 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе Kз.а 1,37, що згідно 6 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Sмакс
S кВА
7500
7000
7090
6500
Sн.тр 6381
6000
5500
5672
5000
5101
4963
4500
4000 4254 4254
3500
3545
3000
2500 2836 2836 2836
2000
2127 2127
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
i t
1 i )
К 1i
І n (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((2,83 1) (2,12 1) (2,12 2) (2,83 1) (5,11)
1 (4,96 3) (4,25 3) (4,25 3) (3,54 1) (2,83 1))
К1 0,62 .
6,3 (11 2 11 3 3 311)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S 2
i ti )
К 1
1i
2 m ; (4.6)
Sн.тр ti
i1
` 1 ((6,38 2) (5,67 2) (7,09 3))
К2 0,4.
6,3 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
0,9 S
К `` np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
`` 0,9 6353,3
К2 0,91.
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,91.
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 =6300 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
ном Т . (4.7)
2
6300 3176,65 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі нашого
цеху сумок та валіз.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 7, кВА;
S – площа приміщення, м2.
700,3
S 0,2 кВА
2 .
3024 м
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N ; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 7, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп7 700,3
Sн.тр 500,2 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 630 кВА;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
605,3
Nmin 0,6 2 шт ,
630 0,7
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП 700,3
з.ф , кз.ф 0,5;
Ne Sн.тр 2 630
Q 2 2
max .T (2 0,5 630) 605,3 303,8 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 352,1303,8 48,2 квар.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK 2 Q _
м QHK1 Nе Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 352,2 48,2 0,44 2 630 77 квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2=48,2 77 125,3 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 630 кВА, та дві конденсаторні установки марки УК3-0,415-60 Т3
потужністю Qкку=60 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– 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 виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– 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;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
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.
Qвк 0,92 3393,7 597,3 301,81680 1738 квар.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. 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 чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення [8].
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини
підприємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де
вони встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції [8].
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 66
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають 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 [9].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4 + РТ = Рроз 0,4 + 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10 = Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4 + 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Рmax 10 і + Q
i max 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП7
Рmax 10 = 605,3+ 0,02 630=617,9 кВт,
Qmax 10 = 352,1+ 0,1630 415,1 квар,
S 2 2
Л _ ТП7 617,9 415,1 744,4 кВА.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Р
2 м10, Q .
2 м10
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, Sном.т, Р
мах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП1 1282,4 728,9 1000 1302,4 828,9 1543,8
ТП2 861,3 515,7 630 873,9 578,7 1048,1
ТП3 453,5 263,9 630 466,1 326,9 569,3
ТП4 726,5 423,5 630 739,1 486,5 884,8
ТП5 759,2 448,6 630 771,8 511,6 925,9
ТП6 300 155,7 630 312,6 218,7 381,5
ТП7 605,3 352,1 630 617,9 415,1 744,4
ТП8 715 505,3 630 727,6 568,3 923,2
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro, xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 7, який обрано у якості прикладу
S
I л,(ТП7) 744,4
р.Л,(ТП7) 43 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 43
Fек 30,7 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-7.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×16), Іном.каб=75 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 43 75 1,04 0,87 1,25 84,8А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 І л L(r0 cos φ x 0 sin φ);
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU= 3 43 0,14 (0,24 0,77+0,0084 0,63)=1,94 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП L 2
КЛ, Sл, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 320 1543,8 89,2 63,7 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП2 300 1048,1 60,6 43,3 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 360 569,3 32,9 23,5 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 240 884,8 51,1 36,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 330 925,9 53,5 38,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 350 381,5 22,1 15,8 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 140 744,4 43 30,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП8 180 923,2 53,4 38,1 115 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 115 АСБГ(3×35)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції [15].
Розрахункова схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-7 ТП-4 ТП-1
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов [15].
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
100
Iб1 5,5 .
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,048.
2100
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
*л r0л l л ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 100 0,287;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X x l б
*л 0л л ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 100 0,045.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х кз б
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 1,66 ;
0,0932 0,2872
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,048 0,045 0,093;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,287 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К1) визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к сум(К1)
уд(К1) 1 е ,
0,287
3,14( )
к уд(К1) 1 2,718 0,093 1,13.
і уд(К1) 2 1,66 1,13 2,63 .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В точці К2
І
Ікз(К2)
б2 ,
Х 2
сум(К2) R 2
сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,08 ;
1,762 0,2872
Хсум(К2) Хс Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,048 0,045 1,66 1,76;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,287 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,08 1,01 4,35
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,287
3,14( )
к 1,76
уд(К2) 1 2,718 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,69 ;
1,8382 2,682
Хсум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,046 0,045 1,66 0,078 1,838;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,287 2,4 2,68.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,69 1,06 2,51
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
2,68
3,14( )
к 1 2,718 1,838
уд(К3) 1,06.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,4 ;
1,8212 1,3872
Хсум(К4) Х с Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,048 0,045 1,66 0,0611,821;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,287 1,11,387 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,4 1,03 3,47
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
1,387
3,14( )
к 1,821
уд(К4) 1 2,718 1,03.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,75;
1,8192 0,8272
Х сум(К5) Х с Хпл Х тр Х л3 ,
Хсум(К5) 0,048 0,045 1,66 0,059 1,819 ;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,287 0,54 0,827
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,75 1,02 3,93
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
0,827
3,14( )
к 1 2,718 1,819
уд(К5) 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,093 0,287 0,3 1,66 2,63
К2 1,76 0,287 1,78 3,08 4,35
К3 1,838 2,687 3,26 1,69 2,51
К4 1,821 1,387 2,29 2,4 3,47
К5 1,819 0,827 2 2,75 3,93
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях [15].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n xпл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,045 0,16 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1
к k S3
к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 2100 3150 кВА.
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ.
1 3150
Ikc 16,6 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3 1 І
х б
со х
(1) с1 х с2 ,
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,045 0,045 0,9 Ом.
16,6
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(0,9 0,16) (1,661,66)
х 0 0,8 .
(0,9 0,16) (1,661,66)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 , кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,048 0,045 0,093(Ом).
(1) 3 1 5,5
ІkА1 16,7 (кА) .
0,093 0,093 0,8
.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на [8]:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ.
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді [8].
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=37,3 А Iн=2500 А
іуд =2,63 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =1,66 кА Iвідкл. =40 кА
В І2 2 2 2
к t t ф 2,63 0,035 0,24 Вк І m t m 102 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=37,3 А Iн=1000 А
іуд =2,63 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =1,66 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
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.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВ/N10M-1000 з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 328,8 А Iн=1000 А
іуд =4,35 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,08 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 t 4,352
к t ф 0,12 2,27 Вк І 2
m t m 522 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
5972,9
Імах(ввід) 328,8 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(секційний)=164,4 А Iн=630 А
іуд =4,35кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,08 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t t ф 4,352 0,12 2,27 В І 2
к m t m 522 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 5972,9
Імах(секційний) 164,4 А.
3 10,5
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(ввід)= 164,4 А Iн=2000 А
іуд =4,35 кА ід= 70 кА
Вк І2 2
t t ф 4,35 0,12 2,27 В 2
к І t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2 Н I2 Н (rприл rк )
rпров ,
I 2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 (м).
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
lp ρ
Fпров. ,
rпров.
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 . Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tg P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ-7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
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
І
t tф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
3160 0,2
Fmin 17 мм2 .
83
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП7 має переріз F=16 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [2].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проектується [3].
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні [3, 4].
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлюваних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлюваних установок складається із світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла та світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлюваних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k Е
Ф з min S z , (8.1)
N η
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5[7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=3024 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
4272
N 89,9 90
2 шт.
5,8
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
42 72
і 4,6;
(42 72) 5,8
1,5 200 3024 1,15
Ф 19320 лм.
90 0,6
Приймаю до встановлення 90 світильників ГСП03-125 з розмірами
460 × 535 та лампами ДРЛ 400 (Фл = 23000 лм; Р = 400 Вт).
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників провожу перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом за кривими
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 23000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
19320 1,2 15,9
Е 245,8 лк.
1000 1,5
Отримане значення освітленості не повинно бути меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 245,8 лк.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.3. Електропостачання освітлюваних установок
Напруга освітлюваних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
використовуватись 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
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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
використовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах
– не вище 12 В.
Схеми електропостачання освітлюваних установок.
Схеми електропостачання освітлюваних установок повинні
забезпечувати:
- необхідний рівень надійності електропостачання;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
електропостачання;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювані навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлюваних 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 освітлюваної установки за умовами безпеки.
В освітлюваних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело електропостачання 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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 електропостачання
освітлюваних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і забезпечують
більш високу надійність електропостачання. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність електропостачання. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем електропостачання освітлюваних
установок: а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності електропостачання, а в
деяких випадках і для другої категорії при використанні
однотрансформаторних підстанцій для електропостачання силових споживачів,
освітлювальні мережі як робочого, так і аварійного освітлення живляться від
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
цього трансформатора (рисунок 8.4). Для підвищення надійності
електропостачання аварійного освітлення варто передбачити можливість його
підключення до найбільш близько розташованого іншого трансформатора за
допомогою кабельної перемички.
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлюваних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить електропостачання освітлюваних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема електропостачання освітлюваної установки від
однотрансформаторної підстанції: 1 – групові щитки робочого освітлення; 2
– щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.5 – Схема електропостачання освітлюваної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлюваної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників [7].
Для освітлюваних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлюваних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
90
Рроз 11,12 0,4 40,3 Вт.
i1
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
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [12].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлюваної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлюваної 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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлюваної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
І роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 103
І роз
роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 103 3
І роз Рроз 10
роз .
3 U л cos 3 Uф cos
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 освітлюваної 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:
Рроз 103
40,3 103
І роз 68 А.
3 Uф cos 3 380 0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 68 = 85 А
Для електропостачання обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель
типу АВВГ (3х16)+(1х10) з допустимим струмом Ідоп.=90 А.
Розрахунок цехової освітлюваної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел електропостачання. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела електропостачання до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлюваної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
100 ∙ 8,5
�� = = 1,35 %;
630
�� = 5,5 − 1,35 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,35 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,09 %;
∆��м = 105 − 3,09 − 97,5 = 4,41 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлюваної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [12, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 60 ∙ 6,41 + 66 ∙ 6,41 + 72 ∙ 6,41 + 78 ∙ 6,41 + 84 ∙ 6,41 + 90 ∙ 6,41 =
= 2884,5 кВт ∙ м;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2884,5
∆�� = = 3,9 %.
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
- мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ [9].
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній електропостачання [9] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії електропостачання, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л Iмакс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Iр, I , I
Назва споживача макс. доп.кабелю,
Марка
А А А
Тельфер 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Установка подачі стрічки 10,3 12,8 19 АВВГ(4×2,5)
Маніпулятор обертання сталі 14,4 18 19 АВВГ(4×2,5)
Гартувальна піч втулок 5,9 7,3 19 АВВГ(4×2,5)
Установка подачі прутка 6,1 7,7 19 АВВГ(4×2,5)
Пила дискова 2,4 3 19 АВВГ(4×2,5)
Маніпулятор штирів 9,4 11,8 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат токарний 14,6 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Шліфувальний верстат 18,8 23,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Установка очищення штирів 8 10 19 АВВГ(4×2,5)
Насос миючого розчину 14,5 18,1 19 АВВГ(4×2,5)
Складальний прес 23,7 29,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Установка формування бухт 12,8 16 19 АВВГ(4×2,5)
Миюча установка пластин 57,9 72,4 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Масляна ванна охолодження 41,8 52,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вібраційний лоток 16,9 21,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос очищенної оливи 9,8 12,3 19 АВВГ(4×2,5)
Установка очищення оливи 21,5 26,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос рециркуляції оливи 10,7 13,4 19 АВВГ(4×2,5)
Прес отворний 27 33,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Прес з`єднувальних пластин 31,2 39 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Установка подачі сталі 11,7 14,6 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятори 62,2 77,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Насос миючого розчину 10,3 12,9 19 АВВГ(4×2,5)
Міксер миючих компонентів 5,9 7,4 19 АВВГ(4×2,5)
Щиток освітлення ЩО 68 85 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [12]. Робимо послідуючі розрахунки, а дані заносимо в таблицю 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шинопроводів
I , I
Найменування РП роз.РП макс., Iдоп.кабелю,
Марка
А А А
Розподільчий пункт РП-1 107 133,7 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-2 65 81,2 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-3 65 81,2 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-4 373,2 466,5 480 2АВВГ(3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 41,7 52,1 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-6 82,6 103,2 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-7 82,6 103,2 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-8 52,7 65,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-9 146 182,5 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-10 124,7 155,8 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-11 189,5 236,8 240 АВВГ(3×95)+(1×25)
Конденсаторна установка 91,1 114 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 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.
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 післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
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 освітлюваних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ (%) UТ (%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ(%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
UТ max (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
U КЗ
а 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2
КЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
��ном 700,3
��р = = = 43 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжина кабеля, який живить споживача; ��кл = 200 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
АСБГ(3х16) Ідоп=90 А; �� = 1,54 Ом/км,
�� = 0,072 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 43,2 ∙ 0,2 ∙ (1,54 ∙ 0,8 + 0,072 ∙ 0,527) = 18,9 В;
380
∆��л(%) = ∙ 100% = 1,91%;
18,9
100 − 3,09 − 1,91 = 95 ≥ 95 %.
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ДСТУ EN 50160:2014 [13]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ДСТУ EN 50160:2014.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ.
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку
залежать від цілі розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
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
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір �� .
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ��ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
��ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
��відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
400
�� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
��КЗ ∙ ��НН ном.
�� = ∙ 10 ; (8.14)
��
100 ∙ ��КЗ ��
�� = �� НН ном.
к − ∙ ∙ 10 , (8.15)
�� ��
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
8,5 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 3,43 мОм;
630
100 ∙ 8,5 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 13,54 мОм.
630 630
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [13]:
rQF2 = 0,65 мОм;
rQF3 = 2,15 мОм;
XQF1 = 0,1 мОм;
XQF2 = 0,17 мОм;
XQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[13]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної ) і нульової послідовностей кабелю, який використовується в
короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [13].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,549 ∙ 65 = 35,6 мОм;
�� = 0,065 ∙ 65 = 4,22 мОм;
�� = 9,61 ∙ 7 = 67,27 мОм;
�� = 0,098 ∙ 7 = 0,686 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + ��
+ �� + �� ;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1 + 2,15
+ 0,1 + 67,27 = 115,37 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 + 1,2 + 0,686 = 23,11 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1)
�� (К ) = 115,37 + 23,11 = 117,66 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 1960 А.
√3 ∙ 117,66 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1
= 45,83 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 = 21,23 мОм.
�� (К ) = 45,83 + 21,23 = 50,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 4567 А.
√3 ∙ 50,5 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� +;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 7,38 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 = 16,84 мОм.
�� (К ) = 7,38 + 16,84 = 18,38 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 12548 А.
√3 ∙ 18,38 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 12548 = 17,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 4567 = 6,3 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 1960 = 2,7 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
к 1 е сум
уд ,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,25,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,23,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,53.
��уд(К ) = √2 ∙ 12,5 ∙ 1,25 = 21,8 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 4,56 ∙ 1,23 = 7,85 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 1,9 ∙ 1,25 = 3,3 кА.
Значення ударного струму КЗ ��уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ �� , мОм �� , мОм ��к.з, кА �� , кА ��уд, кА
К1 7,38 16,84 12,5 17,7 21,8
К2 21,23 45,83 4,56 6,3 7,85
К3 21,11 115,37 1,9 2,7 3,3
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових 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 всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1,251,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ДСТУ EN 60529:2014 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ.Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір, 1,1. І Тип І , І
Найменування обладнання р н н.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Установка подачі стрічки 10,3 11,3 ВА47-29 63 13 500
Маніпулятор обертання сталі 14,4 15,8 ВА47-29 63 16 500
Гартувальна піч втулок 5,9 6,5 ВА47-29 63 8 500
Установка подачі прутка 6,1 6,7 ВА47-29 63 8 1000
Пила дискова 2,4 2,7 ВА47-29 63 3 1000
Маніпулятор штирів 9,4 10,4 ВА47-29 63 13 500
Верстат токарний 14,6 16,1 ВА47-29 63 20 500
Шліфувальний верстат 18,8 20,7 ВА47-29 63 25 500
Установка очищення штирів 8 8,8 ВА47-29 63 10 500
Насос миючого розчину 14,5 16 ВА47-29 63 16 500
Складальний прес 23,7 26,1 ВА47-29 63 32 500
Установка формування бухт 12,8 14,1 ВА47-29 63 16 500
Миюча установка пластин 57,9 63,7 ВА47-100 100 80 1000
Масляна ванна охолодження 41,8 46 ВА47-29 63 50 500
Вібраційний лоток 16,9 18,6 ВА47-29 63 20 500
Насос очищенної оливи 9,8 10,8 ВА47-29 63 13 500
Установка очищення оливи 21,5 23,6 ВА47-29 63 25 500
Насос рециркуляції оливи 10,7 11,8 ВА47-29 63 13 500
Прес отворний 27 29,7 ВА47-29 63 32 500
Конвеєр 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Прес з`єднувальних пластин 31,2 34,3 ВА47-29 63 40 500
Установка подачі сталі 11,7 12,8 ВА47-29 63 13 500
Вентилятори 62,2 68,5 ВА47-100 100 80 1000
Насос миючого розчину 10,3 11,4 ВА47-29 63 13 500
Міксер миючих компонентів 5,9 6,5 ВА47-29 63 8 500
Освітлення 68 85 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-1 107 117,7 ВА88-32 125 125 1250
Розподільчий пункт РП-2 65 71,5 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-3 65 71,5 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-4 373,2 410,5 ВА88-40 800 400 8000
Розподільчий пункт РП-5 41,7 45,9 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-6 82,6 90,9 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-7 82,6 90,9 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-8 52,7 58,0 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-9 146 160,6 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-10 124,7 137,2 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-11 189,5 208,5 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 91,1 100 ВА47-100 100 100 1000
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для Ір= 62,2 А, Ідоп.л=100 А, Ізах=80 А.
1 ∙ 100 ≥ 1 ∙ 62,2 А
Таким чином мережа захищена.
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 ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
залежності t / / / / / /
прп f , де I / I .
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 0,005 / /
пр(а) .
При дійсному часі t 1 c величину tпра не враховують.
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.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги). Так як відхилення по напрузі не
виявлено, то непотрібно зміну відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного блочного обладнання: комплектних
трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних розподільчих установок
різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність їх роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднання їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок веде до значного спрощення будівельної частини
електроустановок, так як не потрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Комплектна трансформаторна підстанція внутрішньої
установки
Компоновку комплектної трансформаторної підстанції внутрішньої
установки (КТПВ) здійснюю на базі продукції ПП «Енергоспецсервіс».
КТПВ призначені для прийому, перетворення та розподілу електричної
енергії трифазного струму частотою 50 Гц, номінальної напруги 10/0,4 кВ.
КТПВ складаються з наступних частин:
- пристроїв вводу високої напруги (ПВН) з виводом силових шин в коробі;
- силових трансформаторів;
- розподільчого пристрою низької напруги (РУНН) 0,4 кВ з виводами
силових та нульової шини в коробі;
- щитка обліку;
- шинного мосту.
КТПВ виконуютсья в повністю зібраному вигляді або транспортними
блоками, які підготовані до збирання на місці монтажу без розбирання
комутаційних апаратів, перевірки надійності болтових з’єднань та правильності
внутрішніх з’єднань.
Конструкція КТПВ забезпечує нормальне функціонування пристроїв
вимірювання та обліку, управління та сигналізації при роботі вбудованих
апаратів. Пристрої, що встановлюються на КТПВ, розташовані з фасадної
сторони для зручності спостереження за їх показаннями. Світлова сигналізація
стану (положення) виконана із застосуванням світлодіодів.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 630
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 11
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту
ІР31
згідно ДСТУ EN 60529:2018
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ШВВ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.11 – Шафа високовольтного вводу
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу BB/TEL-10-1000;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
РУНН 0,4 кВ представляє собою розбірний каркас, який складається з двох
відсіків силового обладнання та шинного відсіка.
Відсік силового обладнання складається з:
- шаф вводу низької напруги (ШНВ);
- шаф ліній, що лідходять (ШНЛ);
- секційної шафи (ШНС).
Кожна шафа силового відсіку представля єсобою каркас зі знімними
стінками та має функціональні стійки, на які кріпитьс яобладнання. Шафи
встановлюютсья поряд і збираються в єдиний щит. Типовиконання збірного
щита набирається з шаф ШНВ, ШНЛ, ШНС в залежності від кількості фідерів,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
щ овідходять, кількості силових трансформаторів та наявності секціонування.
На дверях шаф силового відсіка встановлені органи керування, індикації,
вимірювальні пристрої.
В шинному відсіку розміщенні ввод від силового трансформатора, збірні
шини, шинні відгалуження для кабельних та шинних приєднань,
трансформатор иструму, силові збірки для підключення кабелів, щ овідходять.
Магістральні шини кріпляться за допомогою шинотримачів. Облік електричної
енергії виконується всередині шафи ШНВ, доступ д оякого забезпечують двері
з фасадної сторони шафи.
При дворядному виконанні секцій в двотрансформаторних підстанціях для
з’єдання головних ланцююгів по збірним шинам застосовується шинний міст
ШМ без рубильника. ШМ представляє собою металоконструкцію, що зібрана з
двох рам із встановленими на них ізоляторами, шинами; він встановлюється на
стійку ШНС зверху.
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка схеми мікроконтролерного
пристрою контролю процесу з'єднання пластин ланцюга
Мікроконтролерний пристрій контролю за процесом з'єднання пластин
ланцюга представляє собою схему, яка складається з таких основних блоків
[18]: блок живлення (блок А1), інтегральний стабілізатор (блок А2),
оптоелектронний датчик (блок А3), керуючий мікроконтролер (блок А4),
рідкокристалічний індикатор (блок А5), зовнішній інтерфейс - кнопочка
клавіатура керування (блок А6), підсилювач потужності сигналу переривання
(блок А7), та, безпосередньо, виконавчий пристрій, а саме – привід пресу
заклепування (блок А8).
Функціональна блок-схема мікроконтролерного пристрою контролю за
процесом з'єднання пластин ланцюга наведена на рисунку 9.1.
A7 A8
Підсилювач Виконавчий
сигналу переривання пристрій
220 В; 50 Гц
A1 A2 A4 A5
+8 B Інтегральний Рідкокристалічний
Блок живлення Мікроконтролер
стабілізатор індикатор
A3 A6
Оптоелектронний Зовнішній
датчик інтерфейс
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема мікроконтролерного пристрою
контролю
Стабілізуючий блок живлення А1 призначений для перетворення змінної
мережної напруги 220 В у постійну напругу +8 В для живлення різноманітних
блоків та елементів пристрою.
В блоку А2 відбувається інтегральна стабілізація струму живлення
мікроконтролеру, що забезпечує підтримання високої точності вимірювання
ваги при різних зовнішніх перешкодах (підвищеній температурі та тиску). Блок
А3 представляє собою оптоелектронний датчик позиції заклепувального кільця
ланцюга, який дозволяє точно визначати позицію вушка кільця ланцюга
навпроти втулки заклепувального пристрою пресу та перетворювати це
значення у високочастотний сигнал, який передається на блок керуючого
мікроконтролера А4, що здійснює перетворення інформації про точність
позиціонування, а при досягненні необхідного значення – здійснюється
керування зовнішніми силовими пристроями через цифровий вихід преривання
IRQ1.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для здійснення мнемонічної індикації про кількість та точність
позиціонувань та можливі похибки в системі, використовується блок індикації
А5 на основі рідкокристалічного дисплею. При цьому, керування роботою
індикаторів, його яскравістю та режимами роботи здійснюється як за
допомогою мікроконтролера А4, так і за допомогою кнопочної клавіатури –
блок А6.
Паралельно з індикацією режимів роботи, керуючий мікроконтролер А4
здійснює керування виконавчим пристроєм через модуль керування А7
двигуном пресу заклепувача А8 в залежності від рівня та тривалості сигналу
преривання IRQ1, який формується програмою, яка записана в пам‘яті
мікроконтролеру.
Принципова електрична схема мікроконтролерного пристрою контролю за
процесом з'єднання пластин ланцюга наведена на рисунку 9.2.
380 В 50 Гц
А
В
С
0
A8
QF1
+8 B
A2
A4 A5
С5
VD6 BK1 DD1 HG1
VS2 Ta 4
Vdd CPU R18 3
Vo LCD
I 14 1
MCL Vcc
+
С4 R16 С10
R10 R15 R17 2 17 4
A1 VD7 RA3 RA0 RS
3 18 5
RA4 RA1 R/W
DA1 VS3 5 1 6
Vss RA2 E
С8
16
VD8 R7 R8 OS1
Z1
С1 С2 7
VS4 15
OS2 D0
8
220 B D1
С9 9
D2
VT4 19 10
С6 IRQ D3
6 10 11
RB0 RB4 D4
7
RB1 11 12
A3 RB5 D5
8
FU1 RB2 12 13
RB6 D6
9 13 14
RB3 RB7 D7
VD1..VD4 Т1 R9
M1
VD9 VD10 VD11 VD12
A7 A6
R1 R19
R2 R4
S1 R11
R3
S2 R12
VT1 VT3
S3 R13
VD5
S4 R14
VT2
VS1
С3 R5 R6
С7
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема мікроконтролерного
пристрою контролю
Для живлення схеми мікроконтролерного пристрою контролю за процесом
з'єднання пластин ланцюга використовується схема перетворювача, який
дозволяє отримувати від джерела змінної напруги з мережі 220 В стабілізовану
напругу +8 В при використанні стабілізатора DA1 (КРЕН2А). На виході з блоку
живлення напруга становить +8 В при струмі 1,2 А, який далі перетворюється в
інтегральному стабілізаторі струму в струм рівня 0,15 А, що необхідно для
нормальної роботи мікроконтролера.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
+
+
В основі оптоелектронного датчика лежить перетворення «зусилля-
частота», яке відбувається в германієвому оптоелектронному діоді УФД-20,
який працює в діапазоні частот 110 кГц…10,5 МГц. Обмін даними з
управляються центральним мікроконтролером здійснюється оптодатчиком по
високочастотній 1-Wire шині.
В якості керуючого мікроконтролера використано швидкодіючий 8-
розрядний 10 МГц мікроконтролер PIC 16F84-04P [18], який забезпечує
наступні стандартні можливості: 1 Кб флеш-пам'яті, 64 байтів ОЗУ, 8 ліній
вводу/виводу, 36 регістрів загального призначення, два 16-розрядні таймери,
однорівнева система переривань, вбудований прецизійний аналоговий
компаратор, осцилятор та тактовий генератор, який корегується зовнішнім
генератором, побудованим на елементах С8-С9 та Z1.
Алфавітно-цифрові РКІ-модулі [18] забезпечують відображення великого
об‘єму інформації при гарній роздільності та низькому енергоспоживанні.
Можливість оснащення РКІ-модулів задньою підсвіткою дозволяє
експлуатувати їх в умовах з пониженою та навіть нульовою освітленістю та в
важких експлуатаційних умовах.
Контролер модулю HG1 може керувати двома строками по 40 символів в
кожній при матриці символу 57 точок. Для під‘єднання РКІ-модулю до
керуючої системи використовується паралельна синхронна шина ліній даних
D0...D7, лінія вибору операції R/W, лінія вибору регістру RS та лінія
стробування/синхронізації Е. Крім ліній керуючої шини є дві лінії для подачі
напруги живлення +5 В – Voo та Vcc, та лінія для подачі напруги живлення
драйверу HG1 – V0.
Коректне висвітлення інформації та стабільна робота індикаторів залежить
від мікропрограм, що записані в флеш-пам‘яті мікроконтролеру DD1. При
цьому, крім двійкових даних з портів RB4-RB7 (для індикації режиму роботи),
для ручного керування режимами роботи пристрою, перетворені дані з
кнопкової клавіатури S1-S4 поступають на порти RB0-RB3. Вхідні дані з
оптоелектронного датчика VD1 поступають на запаралелені входи прийому
високочастотного сигналу RA3-RA4.
Робота мікроконтролера та спрацювання відповідної мікропрограми
корегується уніфікованим сигналом, який поступає з генератора C8, C9, Z1 на
осцилюючі входи OSC1-OSC2 мікроконтролера DD1.
Виконавчий пристрій сполучено послідовно із тиристором VS1 зустрічно-
паралельно якому включено діод VD5. Тому при закритому тиристорі через
блок А7 протікають мінусові напівперіоди мережевого струму, забезпечуючи
його роботу з потужністю, рівною приблизно половині номінальної. Коли
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
тиристор повністю відкритий протягом кожного плюсового напівперіоду,
нагрівач працює при потужності, близькій до номінальної. Протягом мінусових
напівперіодів мережі тиристор закритий. На початку плюсового напівперіоду
мережі діод VD5 закривається і напруга збільшується, далі – до середини
напівперіоду напруга стає рівною амплітудному значенню, а напруга через
VT3, досягнувши приблизно +7 В не збільшується, що забезпечується зворотно
включеним емітерним переходом транзистора VT3.
Стабілізованою напругою живиться формувач відкриваючих імпульсів,
зібраний на зарядному конденсаторі С3 і аналогу одноперехідного транзистора
VT1-VT2. Конденсатор С3 починає заряджати від початку плюсового
напівперіоду. Напруга на ньому збільшується до моменту відкриття аналога
одноперехідного транзистора. У цей момент конденсатор розряджається через
аналог і перехід керуючого тиристора призводить до його відкриття. Час
зарядки конденсатора до моменту відкриття тиристора в межах напівперіоду
регулюється змінним резистором R2, змінюючи тим самим потужність, що
виділяється в навантаженні. Керування змінним резистором R2 здійснюється
при надходженні на нього сигналу преривання IRQ1 з мікроконтролера DD1.
Безпосереднє керування асинхронним двигуном пресу заклепування М1
здійснюється також за розгалуженою тиристорною схемою, де в якості
керуючих ланцюгів використано паралельно включені діоди VD6-VD8, які
керують відкриттям силових тиристорів VS2-VS4 зміною напруги, яка
подається з блоку А7. Оскільки робота пресу побудована за дискретною
схемою, відкриття та закриття тиристорів відбувається миттєво, що призводить
до високою швидкості спрацьовування двигуна М1.
Під час запуску та налагодження схеми пристрою, корпус кожної
інтегральної схеми необхідно шунтувати по живленню конденсатором 0,1 мкФ.
Довгі ділянки ліній живлення необхідно шунтувати на кінцях конденсаторами
10-47 пФ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої і розподільної
мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним
виконанням електричних мереж тощо. Тому, прийняття найбільш
раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь декількох
рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов'язано з додатковими витратами потужності і енергії, що
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які
б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час
впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об'єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього електропостачання
підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок; електричних апаратів, ізоляторів і
струмоведучих частин; перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від
технічних та економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред'являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об'єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Тема: «Техніко-економічний розрахунок вибору трансформаторів КТП
цеху з виготовлення ланцюгів».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 700,3 кBА, cos = 0,9, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на
стороні 10 кВ: с0 = 0,9733 грн/(кВт.год). Вибрати економічний варіант
живлення цеху.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-630/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
можна використати один трансформатор ТМГ-1250/10/0,4 з вторинною
напругою 380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії в
них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо однаковою
в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [17]:
2
T
0,124 max
max , год / рік
10000 ,
де max = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік –максимальна річна завантаженість цеху.
2
2112
0,124
8760 984 год / рік.
10000
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 13700 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 27800 грн. Вартість трансформатора ТМН
становить 84350 грн, трансформатора ТМГ – 319000 грн.
Для трансформатора ТМН маємо: Рхх = 1,25 кВт, Ркз =8,5 кВт:
Wтp1 = ΔР . . 2 . .
хх max + Ркз Кз , кВт год/рік,
де Кз = 0,69 – коефіцієнт завантаження; max = 8760 год – всього, кількість годин
в одному календарному році; = 984 год – річна кількість годин максимальних
витрат.
Wтp1 = 1,25 . 8760 + 8,5 . 0,692 . 984 = 14932,1 кВт.год/рік.
Для трансформатора ТМГ маємо: Рхх = 1,8 кВт, Ркз =12,4 кВт:
W . . 2 . .
тp2 = 1,8 8760 + 12,4 0,94 984 = 26549,33 кВт год/рік.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Кз = 0,94 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [17]:
В = с . n . ве 0 Wтp, грн/рік,
де с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість цехових
трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія за рік.
Вве1 = 0,9733 . 2 . 14932,1 = 29066,82 грн/рік;
В . .
ве2 = 0,9733 1 26549,33 = 25840,46 грн/рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії:
B = Р .w ц cos . T .
max с0, грн/рік,
де Рц = 700,3 кВА – завантаженість цеху; cos = 0,9 – косинус кута зсуву;
с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік –
максимальна річна завантаженість цеху.
B = 700,3 . 0,9 . w 2112 . 0,9733 = 1295589,06 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:
К = n . К + n . К + n . 1 в 2 р 3 Ктр,
де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 13700 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 27800 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.
К1 = 2 . 13700 + 2 . 27800 + 2 . 84350 = 251700 грн;
К2 = 1 . 13700 + 1 . 27800 + 1 . 319000 = 360500 грн.
Плата за кредит за варіантами [17]:
В = 0,1 . кр К,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вкр1 = 0,1 . 251700 = 25170 грн;
Вкр2 = 0,1 . 360500 = 36050 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами:
Век = 0,012 . К,
Век1 = 0,012 . 251700 = 3020,4 грн;
Век2 = 0,012 . 360500 = 4326 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами:
В = 0,04 .
ам К,
Вам1 = 0,04 . 251700 = 10068 грн;
Вам2 = 0,04 . 360500 = 14420 грн.
Грошові витрати [17]:
Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 29066,82 + 25170 + 3020,4 = 57257,22 грн;
Вгр2 = 25840,46 + 36050 + 4326 = 66216,46 грн.
Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
П1 = 1295589,06 – 57257,22 = 1238331,84 грн;
П2 = 1295589,06 – 66216,46 = 1229372,6 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією повітряних
ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:
Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1 = 57257,22 + 10068 = 67325,22 грн;
Впр2 = 66216,46 + 14420 = 80636,46 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший на
ΔП = 8959,24 грн прибуток та менші на ΔВпр = 13311,24 грн приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у приміщенні
проектно-технічної лабораторії
В даній роботі проводиться розробка проєкту системи електропостачання
підприємства з виготовлення подрібнювачів гілок та щепорізів. Подібні роботи
передбачають використання сучасної комп’ютерної техніки для опрацювання
великої кількості теоретичного матеріалу та складних математичних
розрахунків.
Саме тому, необхідно звернути увагу на фактори робочого середовища, які
безпосередньо впливають на працюючого, і як наслідок призводять до зміни
його продуктивності. Фізичне навантаження слід віднести до категорії Ιа,
оскільки робота здійснюється сидячи та без фізичної напруги.
Розробка проекту проводиться в приміщенні лабораторії з наступними
геометричними розмірами: довжина – 7 м, ширина – 5 м та висота – 3 м. Площа
всього приміщення складає 35 м2, а об’єм – 105 м3. В приміщенні працюють
чотири працівника, тому на одного працюючого припадає 8,75 м2 площі та
26,25 м3 об’єму, що відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2-007-98, відповідно до
яких площа, виділена для одного робочого місця з ПК, повинна складати не
менше 6 м2, а об’єм – не менше 20 м3.
Мікроклімат виробничих приміщень – це сукупність параметрів повітря у
виробничому приміщенні, які діють на людину у процесі праці, на його
робочому місці, у робочій зоні. Значні коливання параметрів мікроклімату
можуть привести до порушення терморегуляції організму (здатність організму
утримувати постійну температуру), що приводить до порушення системи
кровообіг, загальної слабкості і т.п.
Мікроклімат формують наступні параметри: температура повітря,
вологість повітря, швидкість руху повітря;
Нормування параметрів мікроклімату здійснюється згідно ДСН 3.3.6.042-
99. Встановлені оптимальні та допустимі параметри мікроклімату. Оптимальні
– найбільш сприятливі (комфортні) забезпечують роботу системи
терморегуляції без напруги. Допустимі – допускають напругу реакції
терморегуляції організму у межах її пристосування без шкоди для здоров'я.
Основна роль у підтриманні оптимального теплового стану відводиться
терморегуляції, тобто процесам утворення тепла і віддачі тепла в зовнішнє
середовище, спрямованих на забезпечення термостабільності організму, тобто
підтримка внутрішньої температури тіла на постійному рівні.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 11.1 - Нормативні параметри мікроклімату для категорії роботи Iа
Відносна
Температура, Швидкість руху
Період Категорія вологість,
С повітря, м/с
року роботи %
Опт. Доп. Опт. Опт. Допуст.
Холодний Iа 22-24 21-25 40-60 0,1 0,1
Теплий Iа 23-25 22-28 40-60 0,1 0,1-0,2
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
Температури повітря:
- В теплий період року – 25-26 °С ;
- В холодний період року – 21-23 °С .
Вологість повітря:
- В теплий період року – 50-54 %;
- В холодний період року – 50-52 %.
Швидкість руху повітря:
- В теплий період року – 0,1-0,2 м/с;
- В холодний період року – 0,1-0,15 м/с.
Видно, що вище наведені фактичні значення задовольняють вимогам ДСН
3.3.6.042-99.
Для підтримки оптимальної температури в теплий період року
використовується 1 кондиціонер типу Fujitsu General Nocria AWHZ14L з
площею обслуговування – 42 м2 та продуктивністю охолодження – 4,2 кВт.
В приміщенні використовується система центрального водяного опалення.
Для забезпечення оптимальної температури використовуються 2 радіатора типу
KORADO 11-К. Усі системи підтримки нормативних параметрів повітряного
середовища повністю відповідають вимогам ДБН В.2.5.67-2013.
Серед факторів зовнішнього середовища, що впливають на організм
людини в процесі праці, освітлення займає одне з перших місць. Адже відомо,
що майже 90% всієї інформації про довкілля людина одержує через органи
зору. Під час здійснення будь-якої трудової діяльності втомлюваність очей, в
основному, залежить від напруженості процесів, що супроводжують зорове
сприйняття.
Світло впливає не лише на функцію органів зору, а й на діяльність
організму в цілому. При поганому освітленні людина швидко втомлюється,
працює менш продуктивно, зростає потенційна небезпека помилкових дій.
Врешті, погане освітлення може призвести до професійних захворювань,
наприклад, таких як робоча міопія (короткозорість), спазм акомодації.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для створення оптимальних умов зорової праці слід враховувати не лише
кількість та якість освітлення, а й кольорове оточення. Так, при світлому
пофарбуванні інтер'єру завдяки збільшенню кількості відбитого світла рівень
освітленості підвищується на 20-40% (при тій же потужності джерел світла),
різкість тіней зменшується, покращується рівномірність освітлення.
При надмірній яскравості джерел світла та оточуючих предметів може
відбутись засліплення працівника. Нерівномірність освітлення та неоднакова
яскравість оточуючих предметів призводять до частої переадаптації очей під
час виконання роботи і, як наслідок цього — до швидкого втомлення органів
зору. Тому поверхні, що добре освітлюються і знаходяться в полі зору, краще
фарбувати в кольори середньої світлості, коефіцієнт відбивання яких
знаходиться в межах 30-60%, і, бажано, щоб вони мали матову або напівматову
поверхню.
У відповідності з ДСТУ 8604:2015 кожне робоче місце розташоване біля
вікна таким чином, щоб світло падало на робоче місце з лівого (рекомендовано)
або правого боку.
Освітлення робочого приміщення проектується згідно з ДБН В.2.5-28-2018
«Природне і штучне освітлення». Природне освітлення здійснюється через 2
вікна розмірами 1,5×2 м та загальною площею – 6 м2. З метою регулювання
природного освітлення приміщення, на вікна встановлені жалюзі.
Вибір величини штучного освітлення залежить від найменшого об’єкту
розрізнення. Оскільки робота пов’язана з використанням ПК, то найменшим
об’єктом розрізнення є крапка на екрані монітора, розмір якої приблизно
знаходиться в межах 0,15-0,3 мм. Отже, робота працівника відповідає розряду –
ІІ г, тобто дуже точній зоровій праці. Контраст об’єкта з фоном – великий.
Нормативне значення КПО ен = 1,5 %, а фактичне значення – 29-32 %, що
задовольняє нормам.
Штучне освітлення приміщення здійснюється 4 світильниками ORO418N,
кожен з яких має 2 люмінесцентні лампи типу TL-D. Фактичне значення
величини штучного загального освітлення дорівнює 225 лк, тоді як для даного
типу зорової праці повинна складати 400 лк. Отже, система штучного
освітлення на робочому місці потребує модернізації.
Шум також являється важливим фактором виробничого середовища, який
може негативно впливати на працівника. Інтенсивний шумовий вплив в
організмі людини може викликати специфічні і неспецифічні зміни. До
специфічних змін відносять враження органу слуху, а саме: зниження адаптації,
слухова втома, приглухуватість.
В основі цих проявів шумової патології лежить повільно прогресуюче
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зниження слуху по типу неврита, що підіймається (тобто в основі професійного
зниження слуху лежить нейросенсорне зниження слуху внаслідок враження
звуко-сприймаючого апарату. До числа неспецифічних змін відносять:
нейроциркуляторну дистонію, дисфункції шлунку, зниження імунологічної
реактивності, зниження працездатності і виробничої діяльності, передчасна
втома, зниження розбірливості і внятності мови та інші неприємні відчуття.
В приміщенні основним джерелом шуму являються вентилятори
системних блоків ПК. Згідно вимог ДСН 3.3.6.037-99 «Державні санітарні
норми виробничого шуму, ультразвуку та інфразвуку» нормативне значення
еквівалентного рівня шуму становить 50 дБА. Шум від вентиляторів становить
– 30-35 дБА, а отже відповідає вимогам.
Внаслідок дії електромагнітних полів на організм людини виникають
функціональні зміни центральної нервової системи. При цьому спостерігається
підвищена втомлюваність, біль голови. Первинний прояв дії електромагнітної
хвилі – нагрівання, яке призводить до пошкодження тканин і органів. Поля
надвисоких частот впливають на очі, викликаючи виникнення катаракти.
Багаторазовий вплив випромінювання малої інтенсивності призводить до
стійких функціональних змін центральної нервової системи.
Головними джерелами електромагнітного випромінювання в приміщенні є
системний блок ПК та монітор. Випромінювання від яких відповідає нормам
ДСН 3.3.6.096-2002.
В даному приміщенні використовується електропроводка прихованого
типу. ПК живляться напругою 220В і споживають не менше 1000 Вт. Оскільки
ПК має металевий корпус, то для захисту людини від ураження електричним
струмом в приміщенні передбачена магістраль захисного заземлення згідно
ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Для даного приміщення категорія за вибухопожежонебезпечністю
відповідає типу В (пожежонебезпечна), а клас пожежі – Е (горіння установок і
обладнання, які знаходяться під напругою), А2 (горіння твердих матеріалів яке
не супроводжується тлінням).
В приміщенні знаходяться 2 переносних вуглекислотних вогнегасника
ВВК-5 (при використанні яких слід пам’ятати, що при гасінні пожежі в
приміщенні необхідно враховувати можливість зниження вмісту кисню в
повітрі приміщення нижче гранично-допустимого значення), які
використовуються для гасіння легкозаймистих та горючих рідин, твердих
горючих речовин та матеріалів, електропроводок, що знаходяться під напругою
до 1000 В, що відповідає Правилам експлуатації вогнегасників, згідно якого на
кожні 20 кв. м. площі приміщення повинен припадати 1 вогнегасник.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для попередження пожеж використовується звукова система оповіщення
та 4 димових пожежних оповісника ИП-212-54Р, відповідно ДБН В.2.5.56-2014.
Конструкція робочого місця забезпечує підтримання оптимальної робочої
пози та відповідає сучасним вимогам ергономіки і забезпечує оптимальне
розміщення на робочій поверхні використовуваного обладнання (дисплея,
клавіатури, принтера) і документів. Саме ж робоче місце розташоване відносно
світових прорізів, щоб природне світло падало збоку.
Висота робочої поверхні робочого столу становить 800 мм, а ширина і
глибина – 1200 і 800 мм відповідно, що в свою чергу дозволяє забезпечити
можливість виконання операцій у зоні досяжності моторного поля та
розташувати дисплей на оптимальній відстані від очей користувача, що
становить 600...700 мм, але не ближче ніж за 600 мм.
Робочий стілець – підйомно-поворотний, регульований за висотою та
кутом нахилу спинки, поверхня сидіння – м'яка, що дозволяє уникнути
передавлення судин на ногах, передній край – заокруглений. Регулювання за
кожним із параметрів здійснюється незалежно, легко і надійно фіксується.
Висота поверхні сидіння регулюється в межах 400...500 мм, загальна висота –
1000 мм, ширина і глибина – по 500 мм.
Отже, організація робочого місця повністю задовольняє ергономічним
вимогам ДСТУ 8604:2015.
Для того, щоб уникнути нещасні випадки на робочому місці складені та
проведені інструктажі з техніки електробезпеки працівників (вступний,
первинний, повторний, позаплановий, цільовий), з врахуванням ДНАОП 0.00-
1.21-98 «Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів»,
відповідно НПАОП 0.00-4.12-05.
Отже, детальний аналіз приміщення та безпосередньо робочого місця
показав, що всі фактори виробничого середовища, крім штучного освітлення
відповідають своїм нормативним значенням. Тому необхідною є модернізація
загального штучного освітлення для забезпечення відповідності нормі, тобто
величина штучного загального освітлення повинна складати не менше 400 лк.
11.2 Порівняльна характеристика сучасних джерел світла і вибір
системи освітлення лабораторії
Для нормальної зорової роботи необхідно створювати такі умови, щоб не
виникали професійні захворювання або виробничий травматизм. Освітлення
має відповідати встановленим нормативам та характеру зорової виробничої
діяльності:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- забезпечувати достатню рівнозмінність та постійність освітлення
відсутність умов переадаптації органів зору;
- не створювати сліпучої дії від джерела світла і предметів, що знаходяться
в полі зору;
- не створювати на робочих поверхнях різких та глибоких тіней, бути
рівномірним на площині, що освітлюється.
Раціонально виконане освітлення виробничих приміщень надає
позитивного психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
якості продукції та продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує
втому і травматизм на виробництві, зберігає високу працездатність в процесі
праці.
Сучасні матеріали і технології дозволили далеко не нове відкриття вчених,
широко поширити по світу у вигляді світлодіодних джерел світла, як в побуті
людства, так і в промислових технологіях. Світлодіодні лампи це твердотільні
джерела світла. Принцип їх роботи заснований на тому, що при проходженні
електричного струму через р-n зону напівпровідника, він починає світитися.
Світлодіодні джерела світла все активніше витісняють сьогодні всі традиційні
технології освітлення.
Відомо, що лампи розжарювання були винайдені більше 100 років тому.
При замиканні, вольфрамова нитка нагрівається і починає випромінювати
світло. При цьому вісімдесят відсотків її енергії витрачається на тепло і лише
двадцять відсотків на освітлення. На жаль вольфрамова спіраль більше
випромінює теплових фотонів (світло довжиною хвилі більше 700-800 нм) і дає
менше світла у видимому діапазоні (300-700 нм). Таким чином ККД роботи
ламп розжарювання всього 20 відсотків.
Люмінесцентні лампи мають ряд істотних недоліків, наприклад у скляних
колбах і трубках містяться отруйні пари ртуті, які вимагають дотримання
спеціальних умов зберігання та утилізації відпрацьованих ламп. Для цього
потрібне спеціальне устаткування і навчений персонал. Інший істотний недолік,
постійне мерехтіння ламп при роботі, що сильно позначається на так званій
втоми очей.
Рисунок 11.1 - Зовнішній вигляд світлодіодів
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Світлодіодні лампи — екологічно чисті лампи, які не містять отруйних
парів ртуті, або інших газів, з тривалим терміном служби — безперервне
світіння гарантується протягом більш ніж 5 років.
У чому ж полягають переваги світлодіодних ламп. Для того, щоб
забезпечити існуючі стандарти освітлення, конструктори, вчені застосували
сучасні світлодіодні технології, які дозволили уникнути тих недоліків, що були
в лампах розжарювання і люмінесцентних лампах. Світлодіодна лампа: вона
складається з цоколя, вбудованого блоку живлення постійного струму,
спеціально спроектованої потужної плати з напівпровідників. Цоколі
спроектовані вже під сучасні стандарти, блок живлення забезпечує безперервне
світлове випромінювання. Яскраве світіння ми отримуємо, коли пропускаємо
електричний струм через напівпровідник, в цьому і полягає принцип роботи
світлодіода.
Переваги роботи світлодіодних ламп, у порівнянні з традиційними
способами освітлення:
- низьке споживання електричної енергії та високий коефіцієнт корисної
дії;
- тривалий термін служби — 50000 годин безперервної роботи або 5 років
безперервного світіння;
- оптимальне співвідношення ціни та якості;
- швидка окупність протягом півроку з моменту початку експлуатації;
- висока міцність і стійкість до будь-яких зовнішніх впливів;
- екологічна безпека, відсутність шкідливих компонентів і випромінювань,
відсутність спеціальних вимог щодо утилізації;
- діапазон робочих температур від -50° до +50°С;
- безінерційність включення/вимикання, моментальний перехід у робочий
стан;
- відсутність мерехтіння і сліпучого ефекту впливає на втому очей;
- сучасний вигляд і дизайн.
Термін служби світлодіодних ламп перевищує термін служби традиційних
ламп розжарювання в 40 разів. Дуже низьке енергоспоживання разюче
відрізняє світлодіодні лампочки від люмінесцентних та інших
енергозберігаючих ламп. Так, при потужності в 7 Вт, світлодіодна лампочка
еквівалентна люмінесцентній - 15 Вт, а лампочки розжарювання потужністю 60
Вт. У наявності економія електроенергії в 9 разів, в умовах постійного
зростання тарифів на послуги ЖКГ, це дуже серйозна економія. Для освітлення
промислових об'єктів і побутових приміщень, передбачено варіанти освітлення
з вхідною напругою як 220 В, так і 12 В.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 11.2 - Основні типи ламп, що використовуються в системах
освітлення
Потужність, Світловий Термін
Вт потік, служби,
лм годин
Лампи розжарювання 60 650 1000
Люмінесцентні лампи 15 680 15000
LED лампи (світлодіодні) 7 680 50000
Першим основоположним критерієм, є конструкція самої лампи. Існує
всього два основних типи конструкції світлодіодних ламп. У першій
конструкції формує світловий пучок набір матриць світлодіодів. У другій
конструкції формується світловий пучок розсіюючими лінзами. Друга
конструкція отримала найбільший пріоритет у конструкторських розробках,
звідси різноманіття світильників розсіюючого світла.
Крім того, так як робоча напруга світлодіодних ламп всього 10-12 В, то
при такій низькій напрузі відпадає необхідність у дроті живлення великого
перетину з кількома шарами ізоляції. Світлодіодні лампи відразу починають
випромінювати світло при їх включенні. Яскравість лампи можна регулювати
за допомогою додатково встановленого дімера, відразу ж після включення.
Нормальна напруга, необхідна для роботи одного світлодіода - 3-4 вольта, в
світильник їх встановлюють декілька, тому коли з міркувань електробезпеки та
пожежної безпеки неможливо подати високу напругу, світлодіодні світильники
є добрим виходом із ситуації. Ще одна важлива якість світлодіодних ламп, це їх
висока міцність від механічних пошкоджень. На відміну від люмінесцентних
ламп, колби яких, як правило, виготовлені зі скла, світлодіодні лампи
виготовлені з алюмінію і пластика — досить міцних матеріалів. Це значно
розширює діапазон їх застосування, особливо в промисловості, вуличному і
дворовому освітленні, оскільки вони мають дуже високий імунітет проти
вуличного вандалізма. Світлодіодні лампи мають стандартні цоколі Е14, Е27,
GU10, GU5.
Ще однією важливою перевагою світлодіодних ламп є їх здатність
працювати при низьких температурах. Якщо в люмінесцентних лампах, при
низьких температурах, пари ртуті вимерзають і яскравість світіння знижується,
то світлодіодні працюють в інтервалі температур від -50 градусів до +50
градусів, без втрати якості освітлення.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.2 - Зовнішній вигляд світлодіодних джерел світла
Світлодіодні лампи можуть працювати практично вічно при правильно
організованому конструктивно відводі тепла. При установці світлодіодних ламп
дуже важливо знати, в якому конкретно місці вони будуть стояти на
письмовому столі, на верстаті, на торговому прилавку або під стелею, важливо
знати відстані до об'єктів. Це допоможе визначити кут світіння, потужність
світлового потоку, колірну температуру і можна буде більш кваліфіковано
підібрати світильники.
Для того, щоб порахувати економічну доцільність переходу на світлодіодні
джерела світла, необхідно знати: тривалість використання ламп, вартість
електроенергії, середній термін служби традиційної і нової світлодіодної лампи
і їх вартості.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.3 - Конструкція світлодіодної лампи
Світлодіодна лампа (рис.11.3) складається з розсіювача (1), власне
світлодіодів (2), плати, на яку вони монтуються (3), радіатори для охолодження
світлодіодів (4), драйвера (5), вентиляційних отворів для циркуляції повітря (6),
цоколя (7).
Світлодіодні лампи дають досить вузький пучок світла, приблизно, 60
градусів. Тому для освітлення кімнат використовуються розсіювачі, які
розширюють світловий потік. У випадках, коли потрібно вузько направлений
пучок світла, наприклад, в настільних лампах, використовують лампи без
розсіювача.
Світлодіод (Рис.11.4) являє собою напівпровідниковий прилад, що
перетворює, що протікає через нього струм, в світлове випромінювання. На
жаль, потужний світлодіод, саме такі використовуються у світлодіодних
лампах, має один недолік. Його основа – p-n перехід, не досконала, тобто
частина енергії електронів витрачається не тільки на витяг фотонів з цієї спайки
(p-n), але і на тепло. Фактично це втрати. Тим не менш, з цією особливістю
треба щось робити. Тому з метою охолодження світлодіодів встановлюється
радіатор.
Драйвер, являє собою електронну схему, яка служить для перетворення
вхідної напруги в напругу, придатну для використання в світлодіодній лампі.
Крім того драйвер задає певну частоту для живлячої напруги і струму
світлодіода. Ця частота живлення важлива, по-перше, для того щоб задати
певну яскравість світіння, оскільки яскравість світіння для світлодіода
задається «правильно» саме не зміною напруги, а певною частотою живлення.
По-друге, це обмеження частоти через драйвер дозволяє потужному світлодіоду
довше «деградувати» (втрачати вихідний світловий потік), тобто світлодіод
пропрацює довше. Стандартна схема драйвера світлодіодної лампи зображено
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
на рис. 11.5.
Рисунок 11.4 – Схема світлодіода
Вентиляційні отвори служать для циркуляції повітря в лампі і відведення
тепла від драйвера. Світлодіоди охолоджуються радіатором. Цоколь служить
для приєднання до електричної мережі. Світлодіодні лампи випускаються з
різними видами цоколів і, в тому числі, зі стандартним цоколем Е27, як у
звичайних ламп розжарювання.
Рисунок 11.5 - Схема стандартного драйвера світлодіодної лампи
Зі всього вищенаведеного можливо зробити висновок, що саме
світлодіодні світильники доцільніше за все застосовувати в системах
освітлення сучасних офісів, лабораторій, підприємств та інше.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Сайт компанії SEA. Режим доступу https://www.sea.com.ua/
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата