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/5780Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ключка, Костянтин Миколайович | - |
| dc.contributor.author | Колощенко, Вадим Анатолійович | - |
| dc.date.accessioned | 2025-06-25T14:15:39Z | - |
| dc.date.available | 2025-06-25T14:15:39Z | - |
| dc.date.issued | 2024-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5780 | - |
| dc.description.abstract | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виготовлення конструктивних елементів та запасних частин для верстатів. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок КЗ | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електропостачання цеху | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання підприємства по виробництву листового скла та скляних меблів | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_КОЛОЩЕНКО.pdf Restricted Access | 3.1 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
ВСТУП
Проектування систем електропостачання включає розробку детальної
документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування, розрахунки,
креслення, схеми та пояснювальну записку. Оптимально спроектована
сучасна система електропостачання промислового підприємства повинна
відповідати вимогам надійності, економічності, безпеки, зручності
експлуатації та забезпечення належної якості електроенергії.
Визначення електричних навантажень на промислових підприємствах
передбачає вибір та обґрунтування всіх компонентів системи
електропостачання, таких як лінії електропередачі, трансформаторні
підстанції та розподільчі мережі. Це є критичним фактором при проектуванні
та експлуатації електричних мереж.
Розрахунок навантажень на різних рівнях електропостачання
виконується різними методами, зазвичай починаючи з нижчих рівнів і
просуваючись до вищих. Однак, при проектуванні великих підприємств іноді
необхідно виконувати розрахунки від верхніх рівнів до нижніх,
використовуючи комплексний метод розрахунку на основі даних
аналогічного підприємства.
Основними елементами представленого проектування є пояснювальна
записка та креслення. При проектуванні системи електропостачання цеху
враховуються різні фактори, включаючи споживану потужність, графіки
навантажень, характер навантажень та параметри наявного джерела
живлення. Також беруться до уваги особливості технології виробництва та її
розвиток.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини. Метою даної випускної роботи бакалавра є
розрахунок та вибір сучасних елементів системи електропостачання
підприємства відповідно до вимог ЄСКД, ДСТУ та інших стандартів.
У даній роботі проводиться проектування системи електропостачання
промислового підприємства з виробництва листового скла та скляних меблів.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання − це комплекс пристроїв для виробництва,
передачі і розподілу електричної енергії, що об'єднує взаємопов'язані
електроустановки для забезпечення споживачів електроенергією. Сучасна
система електропостачання промислового підприємства повинна відповідати
технічним і економічним вимогам, зокрема:
− забезпечення надійності електропостачання;
− забезпечення якості електроенергії відповідно до державних
стандартів;
− економічність експлуатації;
− можливість адаптації до змін технології виробництва та розвитку
підприємства;
− забезпечення безпеки роботи для персоналу;
− мінімальний вплив на навколишнє середовище.
Ці вимоги мають бути враховані під час проектування і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП). СЕП ПП
є складовою частиною енергосистеми і характеризується меншою складністю
в порівнянні з іншими частинами системи (наприклад, мережами високої
напруги), але водночас вимагає складного використання та перетворення
електроенергії для потреб промислового виробництва.
Автоматизовані системи управління можуть бути ефективними лише за
умови наявності відповідних засобів автоматизації та кваліфікованих
інженерів, спеціалізованих у автоматизованому електропостачанні.
У сучасних умовах виробництва постає висока вимога до підготовки
інженерів у галузі промислового електропостачання, які також повинні мати
компетентність у галузі автоматизації, обчислювальної техніки та
енергозберігаючих технологій.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства включає
мережі напругою до 1 кВ і вище, головну понижувальну підстанцію (ГПП),
розподільчі установки (РУ), трансформаторні підстанції (ТП) і силові пункти
(СП) у цехах нашого підприємства.
Для представленої випускної роботи бакалавра проектується система
електропостачання промислового підприємства, яке спеціалізується на
виробництві листового скла та скляних меблів.
Використання скла є одним з найдавніших технологічних досягнень,
яке було освоєне ще більше п'яти тисяч років тому в Месопотамії та Єгипті.
Уперше, цей матеріал використовували з природних джерел, таких як
вулканічне скло або обсидіан, що були дорогоцінними торговими товари у
кам'яному віці через їхню рідкість.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
Сучасні технології дозволяють виготовляти та отримувати скло без
особливих труднощів. Розвиток технологій виробництва скла дозволив
використовувати цей матеріал у різних сферах життя та промисловості.
Виготовлення скла супроводжується використанням різноманітних
компонентів, що дозволяють досягнути різних технічних властивостей, таких
як міцність, стійкість до тепла, прозорість та інші.
Основним складовим елементом скла є кварцовий пісок або оксид
кремнію (SiO2), який зазвичай становить від 40 до 96% складу. Крім того,
скло містить оксид кальцію (CaO), оксиди лужних металів, такі як натрій
(Na2O) або калій (K2O), а також різні добавки, такі як оксид алюмінію
(Al2O3), оксид магнію (MgO), оксид заліза (Fe2O3) та інші. Такий склад скла,
зокрема силікатного скла, використовується для виробництва вікон, посуду
та інших виробів.
Устаткування для виробництва скла за технологією флоат має такий
склад: скловарний агрегат – це регенеративна піч із поперечною подачею
полум'я, яке забезпечує природний газ; склад для сировинних матеріалів;
склад для склобою та ділянку для його переробки; шихтозмішувальна
установка; піч із відділенням у вигляді ванни; ділянку для флоат розплаву;
лінія для формування, різання та відвантаження скла; система повернення
відходів; різні допоміжні склади та будівлі, що виконують завдання з
виробництва та зберігання вторинних сировинних компонентів.
Для виробництва скляних меблів використовують деякі особливі види
скла. Так, фабрики та студії з виробництва меблів зі скла використовують у
виробництві різні види скляної продукції. Це дозволяє робити конструкції
будь-якої складності, від меблів до великих об'єктів. Кожен вид скла має
свою функціональність і застосовується виключно, виходячи зі свого
потенціалу.
Приклад деяких типів скла у меблевому виробництві:
Загартоване скло – у процесі виробництва відбувається
високотемпературний випал. Стійке до підвищених механічних впливів.
Належить виду особливо міцного скла, при руйнуванні розпадається на
маленькі фракції без гострих кромок.
Триплекс − міцне скло, що ламінує. Відмінною рисою під час
виготовлення є композитний метод, у якому листи скла склеюються між
собою спеціальним складом. Прозорість від цього не втрачається. Є моделі
триплексу, здатні витримати потрапляння кулі, і називаються вони
відповідно – куленепробивні.
Акрилове скло − недорогий матеріал для виготовлення різних
конструкцій меблів та стінових панелей. Матеріал стійкий до хімічних
впливів, різних погодних умов і має гарну пропускну здатність світла.
Акрилове скло добре піддається обробці, його можна різати, свердлити,
склеювати, формувати та фарбувати. Єдиним мінусом є погана стійкість до
подряпин та мікротріщин. Ще можна віднести до негативних якостей легку
займистість.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
ремонту та відновлення технологічного обладнання
Система електропостачання промислового підприємства складається з
різних компонентів, включаючи мережі напругою від 1 кВ та вище, головну
понижуючу підстанцію, розподільчі пункти, трансформаторні підстанції та
силові пункти у цехах. Ця система призначена для забезпечення потреб у
електроенергії для виробництва, передачі та споживання електричної енергії
в необхідній кількості та якості.
У процесі проектування системи електроспоживання враховуються
різні фактори, включаючи характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, безперебійність постачання, можливість резервування, а
також вимоги щодо електробезпеки. Вибір типу, потужності та параметрів
підстанції, а також її розміщення, залежить від потреб у енергії та
розміщення споживачів на мапі підприємства, а також враховує архітектурні,
будівельні, експлуатаційні, технологічні та екологічні вимоги.
Система електропостачання промислового підприємства має бути
розроблена з урахуванням подальшого розвитку підприємства, щоб
забезпечити надійне постачання електроенергії без порушень або зниження
ефективності існуючих виробництв. Під час проектування такої системи
також слід враховувати потреби в електроенергії сторонніх споживачів, що
знаходяться поруч [1, 2, 3, 4, 6 – 8].
Компоненти системи електропостачання мають відповідати стандартам
електротехнічної безпеки і зазвичай включають комплектне крупноблочне
електротехнічне обладнання. Схеми та конструкції повинні бути
максимально уніфіковані, щоб забезпечити зростання споживання
електроенергії підприємством без необхідності радикальної реконструкції
системи електропостачання.
Категорії електроприймачів мають відповідати Правилам устрою
електроустановок (ПУЕ) з урахуванням вимог щодо надійності
електропостачання.
Відомо, що найчастіше цехові мережі промислових підприємств
виконують на напругу до 1 кВ (найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ). На
вибір схеми, конструктивне виконання цехових мереж впливають такі
чинники, як ступінь надійності приймачів електроенергії, режими їх роботи і
розміщенні по території цеху, номінальні струми і напруги.
У нашому цеху використовуються різноманітні верстати, агрегати та
установки. Основними споживачами електричної енергії, є асинхронні
електродвигуни верстатів та підйомних пристроїв, також у переліку
обладнання є ряд технологічних електроустановок. Також в цеху є
освітлювальна мережа, яка споживає відносно невелику кількість
електроенергії. На території цеху наявне нормальне середовище, відсутня
запиленість та агресивні суміші в повітрі.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Кількість силових електроспоживачів у цеху – 43 одиниць, крім того
наявні однофазні споживачі – 6 шт.
Схему електропостачання приміщення цеху виконано за схемою TN-S,
як для електроустановок напругою до 1кВ, в яких мережа живлення має
глухе заземлення нейтралі трансформатора живлення з боку напруги 0,4 кВ, і
окремою прокладкою нульового робочого N і нульового захисного РЕ
провідників).
Приміщення цеху виконане з залізобетону. Перекриття цеху –
залізобетонні панелі. Приміщення цеху закрите, опалюване.
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%,
запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання розмішене
окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог технологічних карт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Розміри приміщення: довжина – 39 м, ширина – 31 м, висота − 5м.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Настанова з проектування
систем електропостачання промислових підприємств» [2], і відповідних
розділів «ПУЕ – 2016» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Умови середовища в цеху помірно важкі, що пов’язане з виділенням
металевого струмопровідного пилу.
Проектом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від КТП, 10/0,4 кВ. Ця
підстанція розміщена в, прибудованому до капітальної стіни, силовому
приміщенні.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Даний цех містить споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить
до масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією
від двох незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 0
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 380 В.
Будівля цеху передбачає виробничі, допоміжні, та побутові
приміщення. Цех отримує електропостачання від власної КТП.
Електроприймачі живляться від трифазної мережі змінного струму напругою
380 В, та частотою 50 Гц. Також серед електроприймачів є однофазні
споживачі. Це зварювальний трансформатор − 3 шт., а також апарат
термообробки − 3 шт.
Повна встановлена потужність цеху становить 549,98 кВт.
Усі електроприймачі за режимом роботи поділяються на три категорії:
тривалий, короткочасний і повторно-короткочасний.
Тривалий режим − основний для більшості електричних приймачів. Це
режим, при якому перевищення температури нагріву споживача над
температурою навколишнього середовища досягає певної величини, яка
протягом години не змінювалася. У цьому режимі працюють такі споживачі
як верстати, печі, насоси, компресори та вентилятори тощо.
Короткочасний режим роботи − характеризується нетривалими
включеннями і тривалими паузами. В такому режимі працюють допоміжні
механізми верстатів та іншого обладнання, в т. ч. специфічного.
Повторно-короткочасний режим − це короткочасні періоди роботи, що
чергуються з паузами, при цьому періоди включення не на стільки великі,
щоб температура перевищила усталене значення, але і при паузах не встигає
охолонути, в кінцевому підсумку досягаючи середньої величини.
Перелік обладнання цеху, кількість та електричні характеристики далі
наводяться в табл. 1.1.
Система освітлення живиться від мережі 0,23 кВ. КТП живиться від
ГПП на 10 кВ. Групи технологічних установок та іншого обладнання,
представляють собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно
виконувати від власних розподільчих пунктів (РП).
При проектуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до осередку найбільш потужних
електроприймачів.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Таблиця 1.1 – Значення електричних навантажень цеху ремонту та
відновлення технологічного обладнання
№
№ Назва верстата чи Кількість, позиції Потужність,
кв cosφ tgφ
п/п установки шт. на кВт
плані
Однофазні електроприймачі на фазну (0,23 кВ) або лінійну напругу (0,4 кВ)
1 Піскоструминний апарат 3 48−50 1,8 0,8 0,8 0,75
2 Інвертори зварювальні 3 45−47 1,5 0,15 0,5 1,73
Трифазні електроприймачі силові на напругу 0,4 кВ
3 Гибочний 1 20 27 0,17 0,65 1,17
Радіально-
4 1 21 6,5 0,12 0,4 2,30
свердлильний
Внутрішньошліфуваль-
5 1 34 7,2 0,12 0,4 2,30
ний верстат
6 Карусельний верстат 5 29, 27 25 0,17 0,65 1,17
7 Вентилятор 6 37, 3 4,0 0,65 0,8 0,75
8 Цеховий кран 2 43,8 11 0,05 0,5 1,73
9 Токарно-лобовий верстат 2 14, 16 8,41 0,17 0,65 1,17
Токарно-карусельний
10 2 5, 15 8 0,12 0,4 2,3
верстат
Токарний багаторізцевий
11 2 6, 17 8,41 0,17 0,65 1,17
півавтомат
Плоскошліфувальний
12 1 18 6,5 0,12 0,4 2,30
верстат
Поздовжньо-стругальний
13 1 19 80 0,17 0,65 1,17
верстат
Вертикально-
14 1 22 4 0,12 0,4 2,30
свердлильний
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Продовження таблиці 1.1
15 Фрезерний 1 36 9,79 0,12 0,4 2,30
Круглошліфувальний
16 1 26 10,87 0,12 0,4 2,30
верстат
17 Токарний верстат 2 4, 12 12,03 0,12 0,4 2,3
Токарно-револьверний
18 1 13 8,41 0,12 0,4 2,3
верстат
Фрезерний з ЧПУ
19 2 23, 24 31 0,17 0,65 1,17
20 Протяжний верстат 1 3 4,5 0,12 0,4 2,30
21 Гідрорізний верстат 2 1, 2 14,22 0,12 0,4 2,30
22 Лазерний верстат 1 25 10,91 0,12 0,4 2,30
Комбінований
23 1 28 9,5 0,12 0,4 2,30
фрезерно-шліфувальний
Вертикально-
24 1 27 7,12 0,12 0,4 2,30
фрезерний
Токарно-гвинторізний з
25 4 8, 1 25 0,17 0,65 1,17
ЧПУ
Токарний патронно-
26 1 7 8,5 0,12 0,4 2,30
центровий з ЧПУ
Згідно з вимогами [3] «Природне і штучне освітлення», а також
зважаючи на [3], рівень нормованої освітленості для системи загального
освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування обладнання
у приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення
приміщення.
План цеху та розташування обладнання приводиться листі 5 графічної
частини представленої роботи.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх
електропостачання
Живлення цехів підприємства виконується від заводської ГПП, яка
знаходиться поблизу точки теоретичного центра навантаження підприємства.
Проектована СЕП відноситься до системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
централізованого типу. Живлення цехових КТП виконано за допомогою
кабельних ліній, що прокладені в підземних кабельних каналах. Основними
високовольтними споживачами є 8 ТП 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
На території підприємства розміщені 9 основних виробничих цехів,
також знаходяться управлінський корпус (заводоуправління), котельня, ГПП,
склади, насосна станція, водонапірна башта, контрольно-пропускний пункт
тощо.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
На підприємстві приміщень з хімічно активним або органічним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться
агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмопровідні частини електроустаткування – відсутні.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох незалежних
вводів районних РП за допомогою повітряних ліній.
1.4 Характеристика джерела живлення
Первинна напруга ГПП рівнем 110 кВ підводиться по ПЛ, а вторинна
10 кВ розподіляється по території підприємства за допомогою кабельних
ліній (КЛ). КЛ проходять по території підприємства радіально з
відгалуженнями до найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Також при розрахунках електропостачання (зокрема струмів к.з.) необхідно
враховувати ще такі дані:
− номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ;
− величина потужності к.з. на шинах районної підстанції SКЗ=2401 МВА;
− довжина повітряної лінії lпл = 72,8 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 220 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Інформація щодо електричних навантажень, є необхідною умовою при
виборі та перевірці провідників, а саме шин, кабелів тощо і трансформаторів
по пропускній спроможності і економічній густині струму. Також це
необхідно для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів
захисту та засобів компенсації реактивної потужності.
Коректне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Смисл визначення «розрахункове навантаження» походить з
визначення розрахункового струму Іроз . Далі за цим значенням вибирають усі
елементи мережі та електрообладнання системи постачання електроенергії.
Якщо навантаження не змінюється з часом, то
І=const=Іроз .
Якщо присутнє навантаження і його графік має випадковий характер,
тоді використовуємо співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)= I( t)×dt ,
Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T ( у
0
решті випадків ‒ Θ<3×T );
0
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ стала часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% усталеного
рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
Таким чином, з наведеного співвідношення випливає поняття
«розрахунковий струм» Іроз ‒ це струм, що приведе до такого ж
максимального нагріву провідника чи викликає такий же тепловий знос, що і
початкове змінне навантаження I( t) .
Значення струму Іроз зазвичай визначають з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
P = 3×U×І ×cosφ . (2.1)
роз роз роз
За розрахункове навантаження беруть середнє навантаження P по
Θ
активній потужності за час
t+Θ
1
PΘ = P( t)dt .
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax =
Іроз, тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [6], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість
(рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проектування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП)
до шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною
методикою [6]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні
позначення та співвідношення:
‒ номінальна потужність P ;
ном
‒ паспортна потужність P ;
пасп
‒ установлена потужність Pу .
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Рисунок 2.1 – Ступені електропостачання
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому
режимі, а їх установлена потужність буде дорівнювати паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність інвертора зварювального та цехового крану
визначаємо за виразом
ру, ТВ = р .
пасп× ТВ
Далі розглянемо групову номінальну (установлена) активна
потужність. Це алгебраїчна сума номінальних активних потужностей
електроприймачів, що входять у групу ЕП
п
Рном =р (2.2)
ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном =qном =рном tg, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням
Рроз = Кp Кв Рном , (2.4)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
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] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рис 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
P
ном
n = 1
е n
n р2
ном
1 . (2.4)
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2pном
nе = . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число nе буде більше за n (n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого споживача групи, тоді
також приймаємо ne = n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв =
1 . (2.6)
n
рномi
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К = 1
в, цеху . . (2.7)
n
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху = Кр Кв, цеху Рном = Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху = Кр Кв Р tg
i номi і. (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів,
напругою до 1000 В визначається за виразом
Sроз = P2
роз +Q2
роз . (2.10)
Використовуючи довідкові дані таблиці 2.1 і 2.2, а також графік (рис.
2.2) з джерела [7], знаходимо величину розрахункового значення активної та
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
реактивної потужності цеху механічної обробки деталей нашого
підприємства.
Результати розрахунків за формулами (2.1) – (2.10) та вихідні дані
цеху заносимо у відповідні місця таблиці 2.1, виконаної за формою Ф 636–92
з джерела [7].
З врахуванням того, що в нашому цеху є достатньо велика кількість
електроприймачів (ЕП) напругою до 1 кВ, розрахунок проводимо із
застосуванням програми математичних обрахунків, а також використовуючи
можливості електронних таблиць EXEL.
Розрахунок електричного навантаження споживачів до 1000 В
проводимо для кожного вузла живлення. Інформацію для розрахунку
заносимо в графи 1−6. Їх числові значення визначаємо виходячи із вихідних
даних, вони представлені в графах 1−4, а також та на основі довідкових
даних, вони представлені в графах 5, 6.
В такому випадку групи електроприймачів формуємо за однаковими
ознаками: коефіцієнта використання Кв, коефіцієнта потужності соsφ (tgφ).
Резервні електроприймачі при визначенні розрахункової потужності не
враховуються. Тобто, в графах 2 і 4 ми вказуємо лише електроприймачі які
функціонують.
Для ел. приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючі двигуни, як один еквівалентний.
Коли однофазний споживач вмикається на фазну напругу, то тоді він
враховується у графі 2, як еквівалентний трифазний споживач з номінальною
потужністю
pном = 3pном о;
qном = 3qном о,
де p , q − активна та реактивна потужність однофазного споживача.
ном о ном о
Коли однофазний споживач вмикається на лінійну напругу він, то тоді
він враховується як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
pном = 3 pном о;
qном = 3 qном о.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
У випадку, коли є групи однофазних споживачів, які розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15% по відношенню до загальної
потужності трифазних й однофазних споживачів у групі, то тоді вони можуть
бути представлені у розрахунках як еквівалентна група трифазних
споживачів з аналогічною сумарною номінальною потужністю. Тоді, коли є
перевищення вказаної нерівномірності, номінальна потужність еквівалентної
групи приймається рівною трьохкратному значенню потужності фази, що
найбільше завантажена.
При проведенні розрахунків спочатку визначаємо номінальну групову
потужність першої групи електроприймачів Pном, 1. Так, як усі споживачі
згруповані так, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв , а
також коефіцієнта потужності − соsφ, то тоді групова установлена
(номінальна) активна потужність силових електроприймачів, відповідно
виразу (2.2) дорівнює:
Рном 1=6,5+ 6,5+ 7,2+ 9,5+ 7,12+8,41+8,5+ 9,79+10,91+10,91+ 4+
+ 4,5+14,22+14,22+8+8+12,03+12,03=162,34 кВт;
Рном 2 =25+ 25+ 25+ 25+80+ 25+ 25+8,41+8,41+
+31+31+ 27 +8,41+8,41 = 352,64 кВт;
Рном 3=6 4=24 кВт; Рном 3=2 11 0,25=11 кВт.
Таким чином сумарна групова установлена активна потужність
силових електроприймачів для вузла навантаження складе
Рном =162,34+352,64+ 24+11=549,98 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном (середньозмінна активна
потужність для груп електроприймачів), для цих же груп, використовуючи
значення Кв з таблиці 2.1, отримані значення Кв Рном заносимо у відповідні
графи таблиці 2.1.
Кв1 Рном1 = 0,12 162,34= 21,1 кВт; Кв2 Рном2 = 0,17 352,64 =59,95 кВт;
Кв3 Рном3 = 0,65 24 =15,6 кВт; Кв4 Рном4 = 0,05 11= 0,55 кВт.
Тоді середньозмінна активна потужність для силових
електроприймачів вузла навантаження буде дорівнювати
4
Кв i×Рном i = 21,1+ 59,95+15,6 + 0,55 = 97,2 кВт.
i=1
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Визначаємо наступну розрахункову величину Кв Рном tg для
таблиці 2.1, та вносимо у відповідні графи зазначеної таблиці
Кв1 Рном1 tg1 = 21,12,3= 48,53; Кв2 Рном2 tg2 =59,95 1,17 = 70,14;
Кв3 Рном3 tg3 =15,6 0,75=11,7; Кв4 Рном4 tg4 = 0,55 0,05= 0,03.
Тоді для вузла навантаження отримаємо
4
Кв i×Рном i tgφi = 48,53+ 70,14 +11,7 + 0,03 =130,4 кВт.
i=1
Величину ефективної кількості електроприймачів n визначаємо за
e
спрощеним виразом (2.5), та отримаємо
2 549,98
ne = = 41.
27
Груповий коефіцієнт використання по цеху в цілому (середньо
виважений коефіцієнт), за виразом (2.7), дорівнює
97,2
K
в.цеху = = 0,176734.
549,98
Відповідно до отриманих даних n і K , відповідно графіка рис.
e в.цеху
2.2 джерела [7] визначаємо коефіцієнт розрахункової потужності цеху K ,
р.цеху
що дорівнює
Kр.цеху =1,59.
Далі, за виразом (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху =1,59 97,2 =154,5 кВт.
Розрахункова реактивна потужність вноситься у відповідну графу
таблиці 2.1 та, для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе ,
визначається наступним чином:
при nе 10: Qроз =1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 : Qроз =Кв Рном tg .
Оскільки, в нашому випадку, nе 10 (n = 46) , то реактивна
e
потужність силових електроприймачів напругою до 1000 В визначається за
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
виразом (2.9), тобто відповідає значенню підсумкової строки графи 9 таблиці
2.1
Qроз цеху =139,8 квар.
Далі знаходимо повну розрахункову потужність Sроз силових
електроприймачів напругою до 1000 В цеху механічної обробки деталей
Sроз = 154,52 +139,82 = 208,4 кВА.
Таким чином, нами було виконано розрахунок повної потужності
силових споживачі напругою до 1 кВ.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та підсумковий
розрахунок по цеху
Електричні навантаження споживачів однофазного струму повинні
бути розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні споживачі, 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 споживачі тієї ж сумарної потужності. У випадку,
коли нерівномірність перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна
потужність приймається рівною трьохкратній величині навантаження
найбільш завантаженої фази.
При числі однофазних споживачів до трьох, з достатньою для
практичних випадків точністю, умовна трифазна номінальна потужність
Рном у (кВт) визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за виразами
Рном, у = 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 споживачів на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
− при одному електроприймачі
Рном, у = 3 × Рном. ;
− при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3× Рном.max ф . (2.12)
При числі однофазних споживачів більше трьох і однакових значеннях
Кв і cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф .
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.13)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
даних згідно з [5–7].
Наприклад, для фази а маємо
P
S(a) = Кв× Рав× r(ав)а + Кв× Рac× r(аc)а + Кв× Рао ;
QS(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q(аc)а + Кв×Qао ,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а;
Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і
с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів:
РS = 3× РS(с) , QS = 3×QS(c) .
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться: а) перша група − три інвертори зварювальні, б)
друга група – три піскоструминних апарати.
Споживачі першої групи рівномірно підключені на фазну напругу 0,23
кВ, мережі − 0,4 кВ. Вони мають наступні характеристики: cosφпасп = 0,5 ;
Рпасп.ф =1,5кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз). Вони мають наступні
характеристики: cosφпасп = 0,8 ; Рпасп.ф =1,8 кВт;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
а) для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги за виразом 2.11
Р =1,5 3 = 4,5 кВт.
ном, у1
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на
лінійні напруги за виразом 2.12
Рном, у 2 =1,8 3 = 5,4 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Знаходимо умовну трифазну реактивну потужність Qном, у = Рном, у× tg
(квар), при рівномірному розподілі по фазах, для першої та другої групи
відповідно:
Qном, у1 = Рном, у1 tg1 = 4,5 1,73 = 7,8квар;
Qном, у 2 = Рном, у 2 tg2 = 5,4 0,75 = 4,1 квар.
Ефективну кількість однофазних споживачів визначаємо за виразом
2.13
2 (3 1,5+3 1,8)
nе(о) = = 4.
3 1,8
Знайдемо Кв(о), цеху , за виразом 2.7
К = 0,15 4,5+ 0,8 5,4
в(о), цеху = 0,5.
4,5+ 5,4
Відповідно до [6] при nе(о) = 4 , буде Кр(о) =1,2.
Далі для групи однофазних споживачів розрахункова активна
потужність складе
Рроз у(о) =1,2 0,5 (4,5+5,4) =5,9 кВт.
Розрахункову реактивну потужність визначимо за виразами:
при nе 10: Qроз =1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 : Qроз =Кв Рном tg .
Так, як в нашому випадку, nе 10 ( ne(о) = 4) , то тоді реактивна
потужність силових споживачів до 1 кВ визначається за виразом
Qроз у =1,1 (0,15 4,5 1,73+ 0,8 5,4 0,75) = 4,9 квар..
Повну умовну розрахункову потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругою до 1000 В цеху ремонту та відновлення
технологічного обладнання отримаємо за виразом
S 2 2
роз у(о) = 5,9 + 4,9 = 7,7 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних систем
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності електричних
навантажень освітлювальних установок (Рп. оc. ф ) використовуються дані:
тип світильника, коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення
розрахункової висоти H, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників згідно [3] визначаємо питому потужність загального
рівномірного освітлення необхідну для забезпечення необхідного значення
норми освітленості.
Габаритні розміри нашого цеху такі: А=39м; В=31м; Н=5м.
Для системи загального освітлення обираємо WT460C LED23S/840
PSU VWB L1300 світильник Philips 2х61W, зі світловим потоком Фсв = 12000
лм і потужністю однієї лампи Рл = 61 Вт та ККД св = 0,7; світильники
будемо встановлювати на тросі з h = 0,4 м.; cos0 = 0,9 ( tg = 0,48).
с 0
Аварійне освітлення виконуватимемо на основі вбудованої
акумуляторною батареєю (АКБ) та світлодіодних економічних LED лампах.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно з виразом
Pmax оc = Рроз, ос, цеху = кп×Рп.оc.ф×S, (2.14)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 0,9;
S – площа приміщення, м2 (40×30=1200 м2);
Рп. оc. ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за наступним виразом
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Рп.оc.табл× × × кr ,
100 кз.табл
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м2;
Еф – фактична норма освітленості для виду робіт, 200 лк;
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною
200 лк
200 1,5
Р 2
п.оc.ф = 8,4× × × 0,5 =9,0 Вт/ м ,
100 1,4
Pmax оc = Рроз. ос. цеху =1,1×9,0×1200 = 11,88кВт.
Для вибраного типу ламп у світильниках максимальна реактивна
потужність
Qmaxоc =Qроз. ос. цеху = Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно значенню cos0 для кожного типу ламп.
Qmах ос =Qроз. ос. цеху =11,88 0,33=3,92квар.
Знаходимо повну потужність освітлювальної системи
Sроз. ос. цеху = 11,882 + 3,922 =12,51 кВА.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються
згідно з довідковими даними та відповідними нормативними документами.
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:
Р0,4 цеху = Рроз. цеху + Рроз. ос. цеху +Рроз. у, кВт;
Р0,4 цеху = 154,5+ 11,9+5,9 =172,3 кВт; ;
Q0,4 цеху = Qроз. цеху + Qроз. ос. цеху +Qроз. у, квар;
Q0,4 цеху = 139,8+ 3,9+ 4,9 =148,6 квар.
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП цеху = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) ;
(2.15)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
SТП цеху = 172,32 +148,62 = 227,52кВА.
Отримані дані розрахунків навантаження цехової підстанції SТП цеху
для інших цехів підприємства розраховуємо аналогічно, отримані результати
записуємо у таблиця 2.2.
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 . Оскільки однофазне навантаження присутнє в окремому
цеху, а його частка в загальному споживанні не значна, то у таблицю 2.5 дані
по однофазним навантаженням не вносимо. Значення навантажень повинні
відповідати вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної
потужності підприємства тощо. Коефіцієнта одночасності Ko залежить від
кількості приєднань на шинах РУНН ГПП та середньовиваженого
коефіцієнту використання Kв і визначається за даними [4].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо
за виразом
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P0,4 цеху + Q
i 0,4 цеху .
i
i i
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства
SНН ГПП =Sпр = 0,9 4402,92 + 2677,72 = 4637,89 кВА.
Таким чином, ми провели розрахунок електричних навантажень по
заводу, при цьому приблизна розрахункова потужність має значення
S пр= 4637,89 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
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 здійснення визначення умовного центру електричних навантажень
існують декілька методів. Із-за того, що існує вплив сукупності факторів на
вибір місця розташування підстанції, тому бажано застосовувати достатньо
точні методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН, при цьому
похибка буде в межах 5 −10 % .
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (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.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам, зокрема в
нашому випадку була застосована програма електронних таблиць EXEL.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
ГПП з метою економії електроенергії і металу рекомендується
розміщувати в ЦЕН. Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства
часто існують обмеження, що накладаються технологічними особливостями,
умовами генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу
навантажень по території об’єкта отримують за допомогою картограми
навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена
картина середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів
електроенергії. Картограму навантажень будують, як на плані розташування
приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього
промислового підприємства. Якщо картограму будують на генеральному
плані промислового підприємства, то як приймачі електроенергії
розглядають самі цехи.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами [4, 8]. Найбільш
простий з них складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як
центр кола вибирають ЦЕН споживача, а радіус кола зв'язують із
розрахунковою потужністю приймача електроенергії; величину його
знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної потужності
групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху ремонту та
відновлення технічного обладнання.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.16)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; π = 3,14; m −
масштаб, кВт/мм2 (обираємо зручне значення з урахуванням потужності
цеху − 0,2 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.16) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
172,3
r = =16,56 мм.
3,14 0,2
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градуси) визначаємо за виразами:
360× Р
a м.с.
с.м. = ; (2.17)
Рм
360× Р
a = м.о.
о.м. , (2.18)
Рм
де α − величина сектору, градуси.
Підставивши у вирази (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градуси)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
360 (154,5+ 5,9)
с.м. = = 335,14;
172,3
360 11,9
о.м. = = 24,86.
172,3
Далі проводимо аналогічні розрахунки за допомогою програми EXEL та
знаходимо величини відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і
підрозділів підприємства, отримані дані заносимо до табл. 2.3.
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.19)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.20)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
722515,89
Х = =164,1 м;
4402,9
519982,49
Y = =118,1 м.
4402,9
Тобто, ЦЕН підприємства буде знаходитися в точці з координатами:
164,1; 118,1.
Отримані занчення будемо використовувати при виборі місця для ГПП.
Результати розрахунків заносимо до табл. 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Далі знайдемо координати ЦЕН цеху ремонту та відновлення
технологічного обладнання. Встановлення ТП у вказаних центрах дозволяє:
приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
суттєво зменшити витрати провідникового матеріалу; мінімізувати втрати
електричної енергії або сумарних зведених річних витрат.
Потужність, що передається від підстанції до РП в десятки разів
перевищує потужність, що передається від РП до окремого споживача.
З врахуванням того, що в нашому цеху є достатньо велика кількість
електроприймачів (ЕП) напругою до 1 кВ, розрахунок проводимо із
застосуванням можливості електронних таблиць EXEL.
Підставивши у формули (2.19) та (2.20) відповідні значення та
застосувавши програму EXEL, отримаємо координати центру електричних
навантажень цеху:
13144,52
Х = = 23,9 м;
549,98
5059,82
Y = = 9,2м.
549,98
Тобто, ЦЕН цеху буде знаходитися в точці з координатами: 23,9; 9,2.
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Оскільки в нашому цеху не встановлено високовольтних двигунів і
компенсація реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не
в місцях концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генеральному плані
об’єкта, що проектується.
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати
джерело живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання
електричних навантажень.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Оскільки розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
інколи заважає виробничому процесу, тому цехова ТП буде зміщена, де є
достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Обґрунтування вибору місць 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.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій
і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[4]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [4, 7]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні цехової ТП враховують зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела
живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому
повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу ;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП розташовують якомога ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції. Обрана підстанція повинна займати
мінімум корисної площі цеху, відповідати вимогам електричної та пожарної
безпеки, та не створювати перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів, обираємо місця встановлення КТП
цехів поблизу до їх розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(лист 5 графічної частини).
Обираємо місце розташування ГПП відкритого типу і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися
не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів
в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільча установка 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району
чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Рисунок 3.1 – Електрична схема РУВН підстанції 35 на 6 кВ
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
трансформатори виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [7].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [4, 7].
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 3 8
Рисунок 3.2 – Електрична схема РУВН підстанції 110 на 10 кВ
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Рисунок 3.3 – Електрична схема РУНН 6 або 10 кВ
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6
для ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рис. 3.4
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим
об’єктом і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення,
згідно ПУЕ (розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої
сторони 110 кВ та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде
розташовуватися на території підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Рисунок 3.4 – Електрична схема вибраної до розробки
ГПП 110/10 кВ
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої
мережі, обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих
анкерно-кутових опорах.
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 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
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
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P0,4 цеху і + PT) + (Q0,4 цеху і + QT) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ = 0,02 Sпр;
QТ = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, кВА;
S пр= 4637,89 кВА за даними з таблиці 2.2.
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 4637,89 =92,76 кВт;
QТ = 0,14637,89= 463,79 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4402,9+ 92,76) + (2677,7 + 463,79) = 4936,06 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
4936,06
ІрозПЛ = 0,95 =12,32 А.
2 3 110
Переріз лінії живлення Fек (мм2) визначаємо за виразом
IрозПЛ
Feк = , (3.3)
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
12,32
Feк = = 8,8 мм2.
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1]
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, обираємо к=1, та отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
12,32 1260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 12,32 1 1,25 260,
24,64 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за
її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних 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 35−55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
U / /
поперечної складової вносить уточнення в розрахунки напруги, що
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
/
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
U/ = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
ф
де RПЛ = r0l = 0,329 72,8= 23,95 Ом; ХПЛ = х0l =0,195 72,8=14,20 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лін ії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії відповідно до вихідних даних, км, lл = 72,8 км ),
P 4495,66 Q 3141,49
cos = = = 0,91; sin = = = 0,63.
S 4936,06 S 4936,06
U/
ф =12,32 (23,95 0,91+14,20 0,63) = 378,72В.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =12,32 (14,20 0,91− 23,95 0,63) =− 26,69В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 = Uф2 +Uф = Uф2 +Uф + jU//
ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
U / 2 / / 2
ф1 = (Uф2 + Uф) + (Uф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 + 378,72)2 + (−26,69)2 =110,379 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
U /
ф2 + Uф
−26,69
= arctg = −0,0139.
110000 + 378,72
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110379 − 110000 =379В.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ). (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
P R +Q X P R +Q X
U U/ = 3 (I і і і і
a R + Ip X) = , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (12,32 0,9123,95+12,380,6314,20) = 656,12В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими виразами
теоретичної електротехніки.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складають
656,12
U(%) = 100 = 0,596%.
110000
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
П =П0 L , (3.14)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
Dcp
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/
0 +Х/ /
0 , (3.15)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
=1, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Величина середньо-геометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp = D12 D13 D23 , (3.16)
D = 3
cp 8 8 8 = 8,9 м.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F+ F
r cт
пр = (1,151,20) . (3.16)
70+11
rпр = (1,15) = 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм2 / км .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих
втратах напруги.
Отже чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання
в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; Q = 0,1S ,
Т пр
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проектування, що визначається
на 6 ступені, кВА; S пр=4936,06 кВА з таблиці 2.2.
Раніше було пораховано:
РТ = 92,76 кВт; QТ = 463,79 квар.
Таким чином, потужність ГПП отримали (див. розділ 3)
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 4936,06 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
4936,06
Sтр = = 3525,76 кВА.
2 0,7
За отриманим значенням обираємо попередньо номінальну потужність
трансформатора ГПП, Sном тр = 4000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження
(використовується для обрання трансформаторів ГПП 110/10 кВ)
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i=1
1 = , (4.1)
S n
ном Т ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /
2 та K / /
2 .
Підставивши у формулу (4.1) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
5 Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1
1 ((1,992 1) + (1,992 2) + (2,652 1) + ...+ (3,312 1) + (2,652 1) + 3,982 3))
К1 = = 0,589.
4 (1+ 3+ 2 + 2 +1+1+ 3+ 3+ 2 +1+1+1)
Величина
K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К/ = i=1
2 , (4.2)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.2) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
' 1 (5,22 3)
К2 = =1,29.
4 3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
К/ / np(6 ст.)
2 = ,
Sном т
'' 0,9 4804,02
К2 = =1,08.
4000
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,08.
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища
θ о
охол = 30 С та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,589 згідно даних
[4, 7]. Значення коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних
несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,08.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=4000 кВА; марки ТМН 4000/110, для якого: ВВ=115 кВ;
НВ=10,5 кВ.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який
залишився у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
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
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.3)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.4)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ.
Обидві умови виконуються з великим запасом.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей
конденсаторів (НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків
наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
S
S ТП 227,52
приблТ = = =162,5 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 200 кВА, тип ТМГ 200-10/0,4.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.5)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює:
P
N max
min = + N, (4.6)
кзаван Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
172,3
Nmin = + 0,85 = 2.
0,75 200
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.7)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [5] у
функції Nmin і N , m=0, отже отримаємо
Nе = 2+0= 2.
За рахунок N та m з`являється нескомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, яка
визначається за виразом
2
Qmax T = (Nе к
2
заван.ф Sном T ) − Рmax , (4.8)
S
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, кз.ф = ТП
Ne Sном T
227,52
kз.ф = = 0,569.
2 200
Підставивши у формулу (4.8) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.Т = (2 0,569 200)2 −172,392 =148,61 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.9)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 =148,6−148,61= −0,01 квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.10)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [6]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [6]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 200 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК2=148,6-(-0,01)-0,18×2×200=76,61.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Якщо при розрахунках буде отримано, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK = −0,01+ 76,61= 76,6 квар.
сум
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.5) – (4.10)
вибирається кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна
реактивна потужність батарей статичних конденсаторів.
Отже, за результатами розрахунків обираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК3 – 0,38 – 50 потужністю 50 квар кожна на
номінальну напругу 0,38 кВ.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [2, 3, 5–7].
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 [4].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі
і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності
в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства. Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання. В необхідних випадках для збільшення кількості
ступенів регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих
пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної
потужності, яка генерується усіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей у
відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
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 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, наприклад
[4, 7]. При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності. Максимальна реактивна потужність Qвк на
шинах розподільчої установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути
скомпенсована високовольтними батареями статичних конденсаторів,
визначається за виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.11)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,91);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
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 (табл. 4.1).
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення, зокрема (Qeк =
220 квар – вихідні дані до роботи), отримаємо максимальну реактивну
потужність на шинах РУ 10 кВ
Qк =0,91×2677,7+463,79-220-1750=930,50 квар.
Обираємо два комплектні високовольтні блоки статичних
конденсаторів марки УКРМ−10,5−750−У3 потужністю QБСК = 750 квар на
напругу Uн = 10,5 кВ. Тоді загальна ємність конденсаторної установки
складає ΣQБСК = 1500 квар.
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [4, 7]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або
при рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в
якості живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами. Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при
зникненні напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають
живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6 1
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх
виконуємо також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з
резервуванням на стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в
спеціально створених підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проектуванні враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно
однаковим. Резервування споживачів, що живляться від одно
трансформаторних підстанцій, як правило виконується від більш потужного
джерела живлення 0,4 кВ.
На рисунку 5.1. наведений приклад одноступеневої радіальної схеми
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілення електроенергії
Розрахунок будемо проводити на прикладі ремонтно-механічного цеху.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та
реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної
∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з достатньою для
практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної
максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на
стороні 0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 =172,3+0,02 2 200 =180,3 кВт;
Q =148,6+ 0,12 200=188,6 квар. макс10
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ Позиція ТП
Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
п/п на генплані
1 7 744,6 445,2 2×630 769,8 571,2
2 2 490,7 293,8 2×400 506,7 373,4
3 8 495,2 296,5 2×400 511,2 376,5
4 1 172,3 148,6 2×200 180,3 188,6
5 3 759,3 453,3 2×630 782,7 533,3
6 4 495,1 296,5 2×400 511,1 376,5
7 5 489,3 294,4 2×400 505,3 374,4
8 6 756,7 453,8 2×630 800 532
9 7 744,6 445,2 2×630 769,8 571,2
10 8 490,7 293,8 2×400 506,7 373,4
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить
підстанцію ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей за виразом
S 2 2
л(ТП−1) = Рмакс10 +Qмакс10 , (5.3)
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
Sл(ТП-1) = 180,32 +188,62 = 260,92 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається
за виразом
S
I л
л = , (5.4)
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
260,92
Iл(ТП−1) = =15,08А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
кабелем з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина
струму складе – Jек = 1,4 А/мм2.
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
15,08
F = =10,77 мм2
ек(ТП−2) .
1,4
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×16) з
перерізом жил 16 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 75 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Кабель між
точками S , кВА L м I , A F , мм2
л л, л ек Iт.д, А Марка кабеля
приєднання
КУ 750 10 43,4 27,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП1 260,92 211 15,08 10,77 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 958,5 82 55,3 26,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 629,6 53 36,3 26,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 634,8 69 36,6 25,9 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 946,9 51 54,7 27,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 634,8 49 36,6 27,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 628,8 174 36,3 23,9 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 960,5 13 55,5 26,2 115 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить
підстанцію ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за
виразом
Іл Іт.д×К1×К2, (5.5)
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,88
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо
15,08 75 1,04 0,88;
15,08 68,7.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 15,08 75 1,04 0,88 1,25;
30,16 85,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 50. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 Іл L (r cos + x sin), (5.8)
0 0
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×16) r0 = 1,2 Ом/км, x0 = 0,1 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 172,8
cos = = = 0,759;
S 227,52
Q 148,6
sin = = = 0,653.
S 227,52
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії
U = 3 15,08 0,211 (1,2 0,78+0,10,63) =5,15 В.
Таким чином, отримали, що зниження напруги в лінії не перевищує
допустиму, оскільки виконується умова
5,15 50,
А значить обраний кабель живлення відповідає усім умовам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [5]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проектування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок ведемо згідно з стандартом ДСТУ ІЕС 60909-0:2022, що
встановлює загальну методику розрахунку струмів короткого замикання в
мережах вище 1000 В. Згідно з цим стандартом параметри елементів схем
заміщення можуть бути визначені в іменованих одиницях (додаток 1
вказаного стандарту), або у відносних одиницях з приведенням значень
параметрів розрахункових схем до вибраних базисних умов (додаток 1
вказаного стандарту).
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у мережі вище 1 кВ.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою
S
I б
б = .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC ;
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: Iб2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2401 МВА – з умови до завдання).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,042.
2401
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
Rпл = r б
0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл = х б
0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км. Довжина складає lл = 72,8 км з умови роботи.
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100 100
Rпл = 0,329 72,8 = 0,18; хпл = 0,195 72,8 = 0,11.
1152 2
115
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U
х = к S
б
тp , (6.4)
100 Sн.mp
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для
трансформатора ТМН – 2×4000/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна
потужність трансформатора – 4,0 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
U
n = ном В 115
= =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х = =1,67. тp
100 4,0
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [5] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й
апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для
заданого моменту часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 = (хc + х 2
пл ) + Rпл ;
2
Z = (0,042 + 0,11) + 0,182
К1 = 0,24 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = = 2,08 кА.
0,24
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 = 2 I k , (6.6)
кзК1 удК1
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
х +х
kудК1 =1+ е c пл ;
0,18
−3,14
k =1+ 2,71 0,042+0,11
удК1 =1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 2,08 1,4 = 4,11 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
I б2 (6.7)
кзК2 = ,
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 = (х 2
с + хпл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл) ;
2
ZК2 = (0,042 + 0,11+1,67 + 0,21) + (0,18+ 0,21)2 = 2,04 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 = = 2,69.
2,04
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
і (6.8)
удК2 = 2 IкзК2 kудК2;
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R +R
−3,14 пл шл
хс+х
k =1+ е пл+хтр+хш
удК2 ;
0,18+0,21
−3,14
k =1+ 2,71 0,042+0,11+1,67+0,21
удК2 =1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 = 2 2,69 1,68 = 6,37 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3,
в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 = (Хс +Хпл +Хтр +Х +Х +Х +Х +Х )2 2
ш авт ш авт1 л1 + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
ZК3 = (0,042 + 0,11+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,18+ 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,061)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
I
кзК3 = =1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і = 2 I k ; (6.10)
удК3 кзК3 удК3
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R +R +R +R +R +R
−3,14 пл ш авт ш авт1 л1
Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х
kудК3 =1+ е с пл тр ш авт ш авт1 л1 ;
0,18+0,21+0,41+0,21+1,1+0,061
−3,14
k =1+ 2,71 0,042+0,11+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,07.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
і
удК3 = 2 1,611,07 = 2,43 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4,
в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт2 +Хл2)2 + (R 2
пл +Rш +Rавт +Rш +Rавт2 +R л2) ;
Z 2
К4 = (0,042 + 0,11+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082) +
= +(0,18 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,063)2 = 3,40.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 = =1,62 кА.
3,40
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 = 2 I k ; (6.12)
кзК4 удК4
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+Rш+R +R +R
−3,14 авт ш авт 2+Rл 2
Хс+Хпл+Х
k =1+ е тр+Хш+Хавт+Хш+Хавт 2+Хл 2
удК4 ;
0,18+0,21+0,41+0,21+1,1+0,063
−3,14
kудК4 =1+ 2,71 0,042+0,11+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082 =1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,62 1,15 = 2,61 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого
К1 К2 K3 К4
замикання
ІКЗ, кА 2,08 2,69 1,61 1,62
іуд, кА 4,41 6,37 2,43 2,61
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[5, 7].
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
Для розрахунку струму однофазногоR зяа 1м и кання на Rзе ям 2 л ю приймаємо
елеТк Пт р 1 и ч н у схемуТ т Пр а2 н с ф орматора 110/10 кВ і складКа3 є м о схему замКі4 щ е н ня
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканнямТ Пв т1 о ч ц і А. Т П 1
S А
к з
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення
для розрахунку однофазного КЗ
х
с 0 х л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні
умови приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ; U к 0
− базисний струм визначаємо за формулою
S
I = б . Ли с т
б
3 U
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а б
Відповідно: Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
100
− базисний струм І ступеня: I
б1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору
нульової послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта
n, величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за
формулою
х = n х ; (6.13)
0 пл
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =30,11= 0,33.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) = k S(3)
к к ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора ГПП),
приймаємо k = 1,5 [5].
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2401= 3601,5 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
(1)
I(1) S
= к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
(1) 3601,5
Iк = =18,92 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о.
Ці опори визначаються з виразу х = х = х , ( х = 0,042 – визначається
с1 с2 с с
раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х = б
с0 − хс1 − хс2;
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,042 − 0,042 = 0,788.
18,92
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,788+ 0,11)(1,66 +1,66)
х0 = = 0,707.
(0,788+ 0,11) + (1,66 +1,66)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
7 Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
І(1) 3 1 Іб
кзА = , (6.16)
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,042 + 0,11 = 0,152.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5
ІкзА = =16,32 кА.
0,152 + 0,152 + 0,707
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7 9
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших характеристик головної
понижувальної підстанції (ГПП), а також визначення її місця розташування
повинні ґрунтуватися на значеннях і характері навантажень, а також на
розміщенні об'єктів на генеральному плані підприємства. При цьому
необхідно враховувати архітектурно-будівельні та експлуатаційні вимоги,
розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього середовища,
а також вимоги щодо вибухо-пожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні
вибиратися на основі загальної схеми електропостачання підприємства і
відповідати таким вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі
вищого рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку
ми не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110,
з потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає
приблизно Sп = 20 МВА).
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6
для ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої
мережі обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих
анкерно-кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [4].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості,
запиленості та іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору
зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 12,32 А Ін= 2000 А
іуд = 4,41 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 2,08кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк = І 2
t= t
2
ф = 2,08 3=12,98 В = І 2 t 2
к тер тер = 31,5 3= 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 12,32 А Ін= 1000 А
іуд = 4,41 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 2,08 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 12,32 А Ін = 100 А
Int = 2,08кА Iм.м.ск = 42 кА
В 2
к = Іt= tф = 2,082 3=12,98 В 2
к = Ітер tтер = 422 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S =15 ВА r2ном =1,2 Ом .
ном
Опір приладу r2прил
Sприб
r2прил = , (7.2)
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
S − I2
2Н 2Н (rприл + rк )
r = . (7.3)
пров
I2
2Н
S 2 2
2Н − I2Н (rприл+ rк ) 15 5 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 2
2Н 5
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр = , (7.4)
rприл
0,02 7
F = = 0,28 мм2
пр
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі
типу ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =243,7А Ін = 630 А
іуд = 6,37 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 2,69 кА Iвідкл = 20 кА
В 2
к = Іt= tф = 2,692 0,15=1,09 В 2 2
к = Ітер tтер = 52 0,15= 405,6
Sроз
І
р10 = , (7.5)
3 × Uн
4637,89
Ір10 = = 243,7 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630.
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =121,85 А Ін= 630 А
іуд = 6,37 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 2,69 кА Iвідкл = 20 кА
В = І 2 2
к t= tф = 2,71 3= 22,03 В 2 2
к = Ітер tтер = 52 3= 8112
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
4637,89 / 2
Ір10 = =121,85 A.
3 ×11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3.
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =243,7 А Ін =300 А
іуд = 6,37 кА; Int= 2,69 кА Iм.м.ск = 70 кА
Вк = І 2
t= tф = 2,692 2 =14,47 B =І 2 2
к t= tт.с = 70 1= 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА,r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5А. До трансформаторів
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і
реактивної енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І 2
2 52
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S 2
2 Н − I2 Н ( rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=9м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 9
Fпр = = 3,0 мм2
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
2
перерізом 3,0 мм
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу
ТПЛ-10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8. Згідно з
розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10 (рис. 1.13). Розрахунок
навантаження основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.9.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Э-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-И466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: - - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H =120 ВА більше Sф = 0,077 ВА, то він 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
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [4]. В
нашому випадку С=98.
1620 0,14
Fmin = = 6,19мм2,
98
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф = 0,04 + 0,1.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проекті.
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 16 мм2. Цей переріз
значно більший від мінімально допустимого, тому він буде задовольняти
умовам термічної стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ (380В).
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат
виробничих приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ
[1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо.
На промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене
застосування; для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в
якості мереж зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного
призначення та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії,
решта продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 – електроприймачі
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або
при рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в
якості живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі
з резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [3, 6].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що
споживається, витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з
світлотехнічної та електричної частини [3, 6, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш
доцільні висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають
якісні характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності
від розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
розміщенням світильників під стелею освітлювального приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у
виробничих приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по
всій площі з однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити
рівномірне освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають
різних умов освітлення, то для створення на них необхідної освітленості
необхідно світильники розміщувати локалізовано в залежності від
розміщення робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють
на робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює
на робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення виробничого процесу, а також порушення роботи
відповідних об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це
освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 8].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти
відбиття світла [3, 7].
Згідно з вихідними умовами, беремо такі габаритні розміри цеху:
− висота H=5 м;
− довжина А = 40 м;
− ширина В = 30 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [3]:
− коефіцієнт відбиття від стелі ρп = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін ρ
с =30%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні ρр.п = 30%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [3].
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Враховуючи висоту приміщення Н = 5 м обираємо для освітлення
світильники з газорозрядними лампами. Встановлюватимемо світильники з
трубчастими люмінесцентними лампами (їх переваги: вартість, можливість
встановлення на будь-якому рівні, світловіддача складає 98,4 лм\Вт,
рівномірний спектр випромінювання, строк служби від 10 тис. год). Для
системи загального освітлення обираємо WT460C світильник Philips 2х61W,
зі світловим потоком Фсв = 8000 лм і потужністю Рл = 61 Вт та ККД св = 0,7;
які встановлюємо на тросі з висотою звішування hс = 0,4 м. Аварійне
освітлення виконуватимемо із вбудованою акумуляторною батареєю та
світлодіодною лінійкою LED.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 5− 0,4 − 0,8 = 3,8 м;
де Н − висота приміщення, Н = 5 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 0,8 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [8]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,4 м;
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 40 30
i = = = 4,51.
Hp (A + B) 3,8 (40 + 30)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,2..
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 3,8 м
і величину відносної відстані =1,2 , розраховуємо відстань між рядами
світильників L
L = Hp =1,2 3,8 4 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LА
=L= 4 м і довжині приміщення А = 39 м
А 39
пр = = = 9,75.
LА 4
Для практичного випадку приймаємо найближче більше ціле значення пр =
10.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між
світильниками LВ = 2,8 м і ширині приміщення В = 31 м
В 31
пс.р. = = = 11 .
L 2,8
Загальна кількість світильників, шт
псв = пр пс.р. =10 11=110 .
Для світильника обраного типу та приміщення з індексом і = 4,5 та
коефіцієнтами відбиття, вказаними вище, визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =62% [3].
Визначаємо потрібний світловий потік одного світильника за виразом
100 Ен А В z kз 100 200 40 30 1,11,3
ФП = = = 5032,26лм,
n в 110 62
де Ен − значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z − коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [3];
kз − коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 − для ламп газорозрядних [3];
ηв − коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні
ρр й індекс i приміщення, ηв = 62%;
п − кількість світильників, п = 110.
Виходячи з умови 0,9 Ф Ф 1,2 Ф та за раніше вказаними
П св П
даними обраного світильника PHILIPS 2х61W, отримуємо
св = 0,75.
0,9 ФП Фсв св 1,2 Ф ;
П
0,9 5032,26 8000 0,751,2 5032,26 ;
4529,034 6000 6038,712 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки
по виразу
Рос = Рсв n = 261110=13,5 кВт.
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,9,
тоді tgφ=0,48.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9 7
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос = Pa tg =13,5 0,48= 6,5 квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [3, 6] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не
вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з 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 230 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
− введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660В;
− заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних
проводів різних фаз системи 660/380 В;
− нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
− забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки. Для світильників місцевого стаціонарного освітлення
з лампами розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у
приміщеннях без підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з
підвищеною небезпекою й особливо небезпечних. Допускається
застосування напруги до 220 В для світильників спеціальної конструкції: тих,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9 8
що являються складовою частиною аварійного освітлення, під’єднаного до
незалежного джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з
підвищеною небезпекою (але не особливо небезпечних).
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах
– не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки. Використання самостійних освітлювальних
трансформаторів обмежується випадками, коли характер силового
навантаження не дає можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли
використовується для силових навантажень напруга вище 380 В та коли
система напруг 380/220 В або 220/127 В неприпустима для освітлювальної
установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії.
Живляча лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що
живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і
газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм
захисного апарата не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид
лінії використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз,
знизити коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9 9
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100−200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення
в живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів к
п
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
роз 10
Іроз = ;
U
ф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Р 3
роз 10
Іроз = ;
2 U cos
ф
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 103 3
роз Pроз 10
Ipоз = = ,
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,98 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну
фазу групової мережі не повинна перевищувати для ламп використаного
типу, 35 штук, приймаємо симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипровідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до щитків робочого
освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням
Рроз 103
13,5 103
Іроз = = = 20,87 А.
3 Uф cos 3 220 0,98
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×6) з допустимим струмом на повітрі − 37 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз.а = 2,1 А, обираємо
алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим
струмом 19 А [1].
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на
робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до рекомендацій ПУЕ напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а
також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % U , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
ном
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, –
не нижча 95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
ном
10 % U , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга
ном
в ламп не повинна перевищувати 105 % U .
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % U , при інших лампах – не нижчою
ном 88 % U .
ном
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
хх
номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися
й в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos+ Up sin) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз
a = ;
Sном.тр
Up = U 2
кз −U 2 ,
a
де Р – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
кз
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р ,
кз
U вказуються в каталогах на трансформатори.
кз
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (див. табл. 8.2), С = 46;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.6) моменти відповідно складають:
M = L×P ,
1
M2 = P1× L1+ P2× (L1+ L2 )+ P3× (L1+ L2 + L3 )
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в приміщенні цеху
−М1 = Р1 L1,
1
Р = P
де 1 роз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
−М1 = 13,5 18 = 60,8 кВт× м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
−М = Р L +Р ,
2 2 0 3 (L0 +L / 2)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
1 13,5
де Р2 = Pроз.ос Р2 = = 3,4 кВт, L0 = 46 м – відстань від ТП до останньої
4 , 4
освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 13,5
Р3 = = = 0,34 кВт.
40 40
Тоді
−М2 =3,4 46+0,34 (46+12,5) =176,3 кВт·м.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C× F
Для першої ділянки
60,8
U = = 0,22 %.
1
46 6
Для другої ділянки
176,3
U = = 0,64 %.
2
46 6
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників,
їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів
короткого замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000−5000
год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних
S>25 мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень
мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання
їх електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному
режимах. Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно
від величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути
пошкоджений, що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в
гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для
всіх видів провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є
нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально
допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й
класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати
мережу від перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього
середовища, характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все
необхідно вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки
і потім виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Вплив гармонік (при їх наявності) враховується поправочними
коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що наведені в МЕК 60364-5-52:2009
«Електроустановки низьковольтні. Частина 5-52. Вибір і монтаж
електроустаткування. електропроводки», надані для збалансованої трифазної
системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо в трифазній системі
навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих гармонік в
нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу. Така
ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли
нейтральний провідник є жилою чотирьох- чи п’ятижильного кабелю,
виконаний з того ж матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки.
Якщо очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для
кабелів з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з
чотирма робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі
викликаний гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор
нагріву фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище,
ніж фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно
між фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних
провідників.
Далі проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні 10 кВ
цехової мережі
Sн.т.р 200
Ip = = =11,56А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Обираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙11,6=23,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙11,6=34,7 А
Вибираємо ПКТ 103-10-50-20У3, для якого існують такі
характеристики:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=50 А;
Iн відкл=31,5 кА; m=5 кг.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-
50-20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в
залежності від способу прокладання [1, 7] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в; Кз=1,2 для 10 кВ;
F 2
мін=11,6/1,4=16,5 мм ;
Iт.д. ≥50∙1,2; Iт.д. ≥60 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×25, для якого − Iт.д=87 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за виразом
P
Ipоз = ном , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ або 0,22 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи
фазна відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів; сумарного струму Іроз.РП споживачів, що приєднані до РП,
який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Для нашого випадку приймаємо КП =0,7.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Рном, Ір , І , I
max Н.ДОП.Л ,
Споживач cosφ Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Однофазні споживачі 0,23кВ і 0,4 кВ (на фазну та лінійну напругу)
Інвертори зварювальні 1,5 0,5 13,6 17,0 21 АВВГ(3х2,5)
Піскоструминний апарат 1,8 0,8 5,9 7,4 21 АВВГ(3х2,5)
Силові трифазні споживачі з напругою живлення 0,4 кВ
Токарний верстат 12,03 0,4 45,7 57,1 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
Токарно-револьверний 8,41 0,4 31,8 39,75 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Токарно-лобовий 8,41 0,65 19,6 24,5 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
Токарно-карусельний 8 0,4 30,4 38,0 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Токарний багаторізцевий
8,41 0,65 19,6 24,5 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
півавтомат
Плоскошліфувальний
6,5 0,4 24,7 30,9 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
верстат
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Продовження таблиці 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Поздовжньо-стругальний
80 0,65 187,0 233,8 252 2хАВВГ(4х50)
верстат
Фрезерний 9,82 0,4 37,3 46,6 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
Круглошліфувальний
10,87 0,4 41,3 51,6 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
фрезерний
Фрезерний з ЧПУ 31 0,65 72,5 90,6 126 АВВГ(4х50)
Вертикально-
4 0,4 15,2 19,0 34 АВВГ(4х6)
свердлильний
Гибочний 27 0,65 63,1 78,9 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
Радіально-
6,5 0,4 24,7 30,9 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
свердлильний
Внутрішньо-
7,2 0,4 27,3 34,1 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
шліфувальний
Карусельний 25 0,65 58,4 73,0 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
Комбінований
9,5 0,4 36,1 45,1 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
фрезерно-шліфувальний
Вертикально-
7,12 0,4 27,0 33,8 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
фрезерний
Токарно-гвинторізний з
25 0,65 58,4 73,0 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
ЧПУ
Токарний патронно-
8,5 0,4 32,3 40,4 50 АВВГ(3х10)+(1х6)
центровий з ЧПУ
Протяжний верстат 4,5 0,4 17,1 21,4 37 АВВГ(3х6)+(1х4)
Гідрорізний верстат 14,22 0,4 54 67,5 109 АВВГ(3х35)+(1х25)
Лазерний верстат 10,87 0,4 41,3 51,6 67 АВВГ(3х16)+(1х10)
Вентилятор 4,0 0,8 7,6 9,5 19 АВВГ(4х2,5)
Цеховий кран 11 0,5 16,7 20,9 41 КГВВ(4х4)
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
№,
Найменування РП І
п/п р.РП , А IН.ДОП ., А Марка
1 КУ: УКБН-0,38-50У3 98,82 126 АВВГ(4х50)
2 РП3 279,89 334 2хАВВГ(4х70)
3 РП2 346,21 408 2хАВВГ(4х95)
4 РП4 310,68 408 2хАВВГ(4х95)
5 РП1 279,81 334 2хАВВГ(4х70)
Розрахуємо струм, який буде проходити через секційний автоматичний
вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5227,52
Iр.с.в= = =173,05А.
3 Uн 3 0,38
Таким чином обираємо автоматичний вимикач ВА88-41 800/320, для
якого Uн=0,4 кВ, Ін=320А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше 5 % Uном .
Для освітлювальних мереж промислових підприємств і громадських
будівель допускається відхилення напруги від +5 до −2,5 % Uном , для мереж
житлових будинків і зовнішнього освітлення 5 % Uном . Ці вимоги
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
обумовлені тим, що величина крутного моменту асинхронних
електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його зменшення
може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення зниження
напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = δ×U = E - ΔU + U +ΔU −5 ,
1 1 м ( тр м сп )
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин
ТП до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше
реальних, але якщо вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення
тим більш задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ) . 0 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного зі споживачів цеху
ремонту та відновлення технологічного обладнання – токарно-лобового
верстата, для якого Ір=19,6А, переріз його живлячої лінії дорівнює 6 мм2,
питомий активний та індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км,
Lкл2~41м
ΔU (В) = 3×19,6×0,041×
л2 (0,58×0,65+0,6×0,76)=1,158В ;
1,158
ΔU (%) = 100%=0,29%..
л2 400
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU м
т = ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
U = кз
а ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
U = u2 -U2
р кз а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 2500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=200кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,43
1 227,52
Sм = Sтп = =113,76 кВА,
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
2500
Uа = ×100% =1,25% ;
200000
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 1 8
Uр = 4,52 -1,252 = 4,32% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
113,76
ΔUТ = ×(1,25×0,65 + 4,28×0,76) = 2,31% .
200
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
Uн-ΔUт-ΔUл295%
100% + 5% −2,31% − 0,29% = 102,4% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
Необхідно обрати тип и характеристики низьковольтних комплектних
установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф і т.п.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування
повинні бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою ДСТУ ІЕС 60909-0:2022. Методика призначена для розрахунку
струмів КЗ, для вибору комутаційних апаратів, установок релейного захисту і
заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають
визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від вказаних
вище цілей.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу
по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 10% начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги
мережі, на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Розрахункова схема електроустановки – це схема з’єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
( наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна
вважати незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що
електроустановки напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за
базисну напругу приймається Uб = Uн , де Uн = 10,5кВ ; за базисну
потужність приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32 М ВА ,
L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Р U2
rт = к НН 106 ;
S2
нт
2
2 100P
к U2
xт = U - НН 4
к
10 ;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
2,50,42
rт = 106 =10 мОм ;
2002
2
2 100 5,5 0,42
x 4
т = 4,5 - 10 =17,1 мОм .
200 200
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
та індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно з [13] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм;rKL1 = rKL 2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно з [13]:
rQF1 = 0,25 мОм; rQF2 = 0,65 мОм; rQF3 = 2,15 мОм; ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF2 = 0,17 мОм; ХQF3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми
більш ніж 500 А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [13]
rTA =1,7 мОм; ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в
додатку 2 [5]:
rL1 = r0×L1;XL1 = x0×L1;rL2 = r0×L2;XL2 = x0×L . 2
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32×16 = 5,1 мОм;XL1 = 0,057×16 = 0,91 мОм;
rL 2 =1,54×3 = 4,6 мОм;XL 2 = 0,062×3 = 0,19 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»:
r = rT + rK + rQF1+ r
(КЗ) K + rTA + rK + rQF2 + rKQ + rKL1+ rL1+ rQF3+ rKL 2 + rL 2 .
r = 10 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,1+
(КЗ)
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,6 = 29,12 мОм.
Х = ХС + ХT + Х
(КЗ) QF1+ ХTA + ХQF2 + ХL1+ ХQF3+ ХL 2 .
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,91+1,2 + 0,19 = 22,87 мОм.
(КЗ)
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (29,12) + (22,87) = 37,03 мОм.
(КЗ)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05× 400
ІКЗ(КЗ) = = 6561А.
3 ×37,03×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір
короткозамкненого ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»:
r = r + r + r + r + r + r + r + r + r + r + r .
(К 2) T K QF1 K TA K QF2 KQ KL1 L1 KL 2
r =10 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,1+ 0,1 = 21,93мОм.
(К 2)
Х = ХС + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + Х .
(К 2) L1
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,91 = 21,48мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (21,93) + (21,48) = 30,70 мОм.
(К2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05×400
І = = 7908А. КЗ(К 2)
3 ×30,7×10-3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»:
r = rT + rK + r
(К1) QF1+ rK + rTA .
r = 10 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 13,95 мОм.
(К1)
Х = Х + Х + Х + Х .
(К1) С T QF1 TA
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
(К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (13,95) + (20,40) = 24,71 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
1,05×400
ІКЗ(К1) = =11901А.
3 ×20,4×10-3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці
8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа 0 = 2 × ІКЗ,
(8.1)
іа 0(К1) = 2 ×9338 =13205 А; іа 0(К 2) = 2 ×7513 =10624 А;
іа 0(К3) = 2 ×6233 = 8815 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
і = i a
at a 0e , (8.2)
де t – час, с;
T – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
a
дорівнює
x
Ta =
,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
– синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
c
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
іуд = 2 × Іп0× Куд , (8.4)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
tуд
−
Т
де К = 1+ sin e а
уд K – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка 1 [5], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
– кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
к
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к = arctg ; (8.5)
r
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
t = 0,01 K . (8.6)
уд
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [5].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x x
(К1) 20,4 (К 2) 21,5 x
(К 3) 22,9
= =1,45; = = 0,98; = = 0,78.
r 14 r 21,9 r 29,1
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
Куд(К1) =1,23;Куд(К 2) =1,11;Куд(К3) =1,09.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) = 2 ×11901×1,23 = 20640А, іуд(К 2) = 2 ×7908×1,11=12377А,
іуд(К3) = 2 ×6561×1,09 =10084А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
І , А
КЗ 11901 7908 6561
іуд , А 20640 12377 10084
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Оскільки ми вибрали у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматичними вимикачами, шинами та іншими елементами – які
розраховані на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам
стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної
потужності. Таким чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє
задовольняти вимоги стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А
це означає, що у даному розрахунку однофазного КЗ для подальшої
перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання
до живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання,
вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які
відповідають ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного
керування, індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися
технічною документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по
елементу, який захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір , 1,1 Ір , 1,25 I , Тип І , І ,
Споживач П н.АВ н.Т.Р.
А А А апарату А А
Токарний верстат 45,7 50,3 342,8 ВА47-100 80 63
Токарно-револьверний 31,8 35,0 238,5 ВА47-29 63 40
Токарно-лобовий 19,6 21,6 147,0 ВА47-29 63 25
Токарно-карусельний 30,4 33,4 228,0 ВА47-29 63 40
Токарний багаторізцевий
19,6 21,6 147,0 ВА47-29 63 25
півавтомат
Плоскошліфувальний верстат 24,7 27,2 185,3 ВА47-29 63 32
Поздовжньо-стругальний
187,0 205,7 1402,5 ВА88-35 250 250
верстат
Фрезерний 37,3 41,0 279,8 ВА47-29 63 50
Круглошліфувальний
41,3 45,4 309,8 ВА47-29 63 50
фрезерний
Фрезерний з ЧПУ 72,5 79,8 543,8 ВА47-100 80 80
Вертикально-свердлильний 15,2 16,7 114,0 ВА47-29 63 20
Гибочний 63,1 69,4 473,3 ВА47-100 80 80
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Продовження таблиці 8.7.
Радіально-
24,7 27,2 185,3 ВА47-29 63 32
свердлильний
Внутрішньо-шліфувальний 27,3 30,0 204,8 ВА47-29 63 32
Карусельний 58,4 64,2 438,0 ВА47-100 80 80
Комбінований
36,1 39,7 270,8 ВА47-29 63 40
фрезерно-шліфувальний
Вертикально-
27,0 29,7 202,5 ВА47-29 63 32
фрезерний
Токарно-гвинторізний з ЧПУ 58,4 64,2 438,0 ВА47-29 63 63
Токарний патронно-
32,3 35,5 242,3 ВА47-29 63 40
центровий з ЧПУ
Протяжний верстат 17,1 18,8 128,3 ВА47-29 63 20
Гідрорізний верстат 54,0 59,4 405,0 ВА47-29 63 63
Лазерний верстат 41,3 45,4 309,8 ВА47-29 63 50
Вентилятор 7,6 8,4 57 ВА47-29 63 10
Цеховий кран 16,7 18,4 125,3 ВА47-29 63 20
Однофазні електроприймачі з напругою живлення 0,23 кВ і 0,4 кВ
Інвертори зварювальні 13,6 15,0 102,0 ВА47-29 63 16
Піскоструминний апарат 5,9 6,5 44,3 ВА47-29 63 6
РП, ККУ
Розподільчий пункт РП – 3 279,89 207,88 2099,5 ВА51-39 630 320
Розподільчий пункт РП – 2 346,21 380,83 2595,2 ВА51-39 630 400
Розподільчий пункт РП – 1 279,81 307,79 2026,3 ВА51-39 630 320
Розподільчий пункт РП – 4 310,68 341,75 2299,2 ВА51-39 630 400
КУ: УКБН-0,38-50У3 98,82 108,70 741,5 ВА88-35 250 125
Щити освітлення (ЩАО, ЩО)
Щит освітлення
20,9 23,0 156,8 ВА47-29 63 25
ЩО
Щит аварійного освітлення
2,1 2,3 15,8 ВА47-29 63 2,5
(ЩАО)
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для споживача − токарний верстат, який має
струм споживання 45,7 А.
Виконаємо дану перевірку згідно вказаної умови
1.67 > 1 . 63 А,
тобто умова виконується.
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування АВ з величиною номінального струму електромагнітного
розчіплювача автоматичного вимикача, відношення вказаних величин
повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Проведемо перевірочний розрахунок кабеля, що живить поздовжньо-
стругальний верстат (Найпотужніший споживач цеху). Розрахунок дає змогу
перевірити обраний кабель на його термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього необхідно:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с,
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с;
2) усталене значення струму КЗ, І=6561 А (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого уст. знач. струму КЗ І виділяє
таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t.
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / /
( ) = f ( ) (рисунок 8.4), де / /
пр п = I/ / / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) = 0,005 / /
,
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину t ( ) не враховують.
пр а
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин)
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
6561 0,02
Smin = =10,54 мм2.
88
Таким чином, ми можемо підтвердити, що вибраний раніше переріз
кабеля задовольняє умовам термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової ТП
Оскільки серед споживачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ -(ΔUТ +Uм +ΔUсп )−5 ,
1
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [7].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
100 P
Ua =
КЗ – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр = U2 2
КЗ − Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
227,52 2,5 2,5
UТ = 100 0,9 + 5,52 − ( 100)2 0,43 = 3,37%
200 200 200
(Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 2500 Вт; Uк.з.=4,5%;
Sтр=200кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,43).
Тоді
U1 = Ет − (3,37 + 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = 5% − 6,43% −1,43%, U1 = −1,43% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 = Ет − 0,3(3,37 + 2,5) − 0,56 +5%,
U2 = 5−1,76% +5%; U2 = 3,24% +5%.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки ТП
Для побудови цехових підстанцій живлення, як правило
використовуються комплектні трансформаторні підстанції (КТП),того чи
іншого типу (моделі). В такому випадку, при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Монтаж зводиться лише до встановлення різних типових частин та
приєднання їх до живлячих мереж мереж.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
Застосування комплектних установок дає значне спрощення будівельні
частини електроустановок, так як не потрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В даному проекті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3. До складу КТП входять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками
ПКТ. По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід,
надійніше пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф:
шафи введення нижчої напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи
секційної – ШНС; зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи.
Для зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються
на замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН
встановлені автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного
виконання; на відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання.
Релейний апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі
на баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять
всередину кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути
розміщені дві кінцеві закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій
допускає підключати дві жили кабелів до кожної фази, що дозволяє
з'єднувати кілька КТП ланцюжком або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13 7
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на
зварюванні або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення
для підстанції цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються
на монтажі. Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх
вентиляцію, опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції
передбачені всі приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх
комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають
будь-якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку
об'ємної підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають
транспортування по залізних і автомобільних дорогах. Приймання під
монтаж залізобетонних об'ємних елементів, коли вони доставляються
будівельниками для монтажу електрообладнання безпосередньо на місце
установки, полягає в перевірці розташування закладних конструкцій,
кабельного підпілля, маслозбірних ями, якості обробки стель, стін, підлог і
покрівлі. Необхідною умовою при прийманні підстанцій, які з кількох
елементів, є перевірка сопрягаемость блоків і комплектність деталей для їх
складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
На рис. 8.11 показано зовнішній вигляд КТП, призначеної для
внутрішньо цехового розміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 3 8
Рисунок 8.11 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розміщення
В нашому проекті будемо застосовувати конструктивне виконання
підстанції – прибудована до капітальної стіни будівлі.
Приміщення ТП складається з трьох електротехнічних приміщень в
яких встановлені дві шафи вводу високої напруги двох трансформаторів,
силові масляні ТМ200 − 10/0,4, шафи вводу напруги 0,4кВ, лінійну шафу.
Приміщення ТП, за ступенем протипожежних вимог, має бути віднесене до
категорії Г, Д; І або ІІ ступеня вогнестійкості.
Вентиляція трансформаторної підстанції повинна відповідати вимогам
ПУЕ п. 4.2.103.
Двері камер маслонаповнених силових трансформаторів і бакових
вимикачів повинні мати межу вогнестійкості не менше 0,6 г. Ширина
проходу для керування і ремонту ТП повинна забезпечувати зручність
обслуговування, переміщення і винесення устаткування для його ремонту.
Висоту приміщення приймаємо не менше висоти ТП, від виступаючих
частин шаф, плюс 0,8 м до стелі і 0,3 м до балок. Розрахункові навантаження
на перекриття приміщень по шляху транспортування електрообладнання
приймаємо з урахуванням маси найбільш важкої частини
електроустаткування, а прорізи повинні відповідати габаритам обладнання
що транспортується частинами.
Двері приміщення повинні відчинятися в сторону приміщень з меншою
напругою або в сторону технологічних проходів і мати замки, які самі
зачиняються. Підлога приміщень не повинна мати порогів.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок силової частини
автономного однофазного інвертора напруги
Призначення та класифікація. Автономні інвертори – це пристрої,
що працюють на автономне навантаження і призначені для перетворення
напруги постійного струму у напругу змінного струму заданої або
регульованої частоти.
Застосовують автономні інвертори:
1) у системах електропостачання споживачів змінного струму, коли
єдиним джерелом живлення є джерело напруги постійного струму
(на-приклад, акумуляторна або сонячна батарея);
2) у системах гарантованого електропостачання при зникненні
напруги мережі живлення (наприклад, для особистих потреб
електростанцій, для живлення пристроїв контролю, вимірювання, захисту,
ОМ);
3) для живлення технологічного устаткування, частота напруги
якого відрізняється від промислової частоти 50 Гц;
4) для частотного регулювання швидкості асинхронних двигунів;
5) для живлення споживачів змінного струму від ліній
електропостачання постійного струму;
6) для перетворення постійної напруги одного рівня у постійну
напругу іншого рівня (конвертування напруг).
Комутаційними елементами в інверторах є тиристори або силові
транзистори.
Залежно від специфіки електромагнітних процесів розрізняють
інвертори струму та інвертори напруги. На рис. 9.1 зображено приклад
схеми.
В автономних інверторах струму (АІС) силове коло схеми
підключається до джерела постійної напруги через дросель L із великим
індуктивним опором (як відомо, джерело струму повинно мати великий
опір).
В автономних інверторах напруги (АІН) паралельно джерелу
живлення вмикається конденсатор великої ємності, чим виключається
вплив на роботу пристрою внутрішнього опору джерела (отримуємо
джерело напруги за змінним струмом).
Тому створені в останні десятиліття повністю керовані
напівпровідникові прилади на великі струми біполярні транзистори із
ізольованим затвором (IGBT-транзистори), двоопераційні тиристори та ін.
– витісняють у пристроях перетворювальної техніки одноопераційні
тиристори. Особливо це показово у галузі створення інверторів напруги
регульованої частоти, де IGBT-транзистори (що можуть працювати на
частотах до 200 кГц) майже витіснили тиристори з їх громіздкими
вузлами примусової комутації і необхідністю використання
низькочастотних силових трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Рисунок 9.1 – Однофазний мостовий інвертор напруги:
а − силова частина, б − схема керування
На рис. 9.1,а наведена типова схема силової частини однофазного
мостового автономного інвертора напруги, виконаного на IGВТ-
транзисторах, а на рис. 9.1,б варіант схеми керування силовою частиною.
Перетворення постійної напруги на змінну здійснюється завдяки
почерговому включенню пар напівпровідникових ключів: VT1−VT4,
VT2−VT3 за допомогою схеми керування, причому, якщо на входи однієї з
пар ключів надходять позитивні (відпираючі) імпульси напруги, то на входи
другої пари ключів надходять негативні (запираючі) імпульси.
Схемою керування (рис. 9.1,б) є симетричний мультивібратор з
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 4 1
трансформаторним виходом, що дозволяє подавати гальванічно розв’язані
сигнали керування на всі чотири ключі інвертора. Цей мультивібратор
виконаний на базі операційного підсилювача DA1, частота надходження його
імпульсів визначається ланцюгом завдання часових параметрів, що містить
резистори R1 і R2, конденсатор С1 і дільник напруги резистори RЗ і R4.
Регулювання частоти здійснюється за допомогою резистора R1.
Для проведення розрахунків силової частини будемо використовувати
такі вихідні дані: 1. Напруга мережі живлення: Uм= 350 В; 2. Опір
навантаження: РH = 5,0 Ом; 3. Частота та період вихідної напруги f = 250 Гц,
Т = 5 · 10-3 с.; 4.Постійна часу навантаження τH = 0,3/f; 5. Напруга живлення
схеми керування Uж= ±10 В; 6. Тип повністю керованого ключа −
напівмостовий ІGВТ-модуль.
Розрахунок будемо проводити в наступній послідовності:
1) режими роботи силової частини схеми (величини струмів в
елементах та напруги на них);
2) тип і параметри напівпровідникового керованого ключа;
3) втрати потужності в силових ключах та ступінь їхнього перегріву;
4) параметри основних елементів схеми керування.
Спочатку визначаємо значення струмів в елементах силової частини
інвертора та напруги на них. Амплітудне значення струму через IGBT-
транзистор і зворотній діод визначаємо за допомогою формули [10]
T
−
U (1− e 2H ) 350(1− e−1,66
M ) 350 0,81
IHm = = = = 47,6А;
T
5(1+ e−1,66
− ) 5 1,19
5(1+ e 2H )
T 1 1
де = = =1,66
2H f 2 H 250 2 0,0012
При цьому повинна виконуватись нерівність [10]
UM 350
IHm = = 70A
PH 5
Значення часу t1 визначається за виразом
t
−
U
2 H
IH (t) = M
1− T
R − = 0
H 2
1+ e H
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Після розв’язання, отримаємо
2 2 2
t1 =H ln = 0,3T ln = ln 0,3T = ln1,68 0,3T = 0,510,0015 =
T
1+ e−1,66
− 1,19
1+ e 2H
= 0,000765 = 0,765 10−3C.
Далі знайдемо
t T
− 1 −
T 1 2
− 2 N e N − e N
2
1 U 2e n U T
I = M 1− dt = M − t −
cep1 T 1 ,
T
T R − T R 2 −
t1 H 2 H
1+ e N 2
1+ e N
−3 −3
0,76510 510
− −
−4 1210−4 21210−4
21210 е − е
350 510−3
Ісер1 = − 0,76510−3
−3 − =
510 5 2 510−3
−
1+ е 21210−4
= 22,78;
T
при цьому завжди t1 .
4
Аналогічно одержимо вираз для визначення середнього струму через
зворотній діод
t
− 1
2 н 1− е н
t
1 1 U
І = − м
і (t)dt = − t ,
сер2 н Т 1
Т Т R −
0 н 2
1+ е н
0,76510−3
−
−4 1210−4
21210 1− е
350
І
−3
сер2 = − 0,76510 = 0,94А.
510−3 5 510−3
−
−4
1+ е 21210
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 4 3
Очевидно, значення максимальної напруги на транзисторі дорівнюватиме
Um=UM=350В .
Вибираємо тип керованого напівпровідникового ключа. Візьмемо цей
ключ на основі напівмостового напівпровідникового IGBT модуля
виробництва Semicron. Його параметри повинні відповідати наступним
вимогам
U >U ×K ,
CEmax m з
де К =1,2 − коефіцієнт запасу.
з
Тоді отримаємо
Um×Kз=350×1,2=420В ,
І ,
кmax >IHm×Kз
ІНт×Кз =47,6×1,2=57,12А .
Рисунок 9.2 – Значення основних параметрів напівпровідникових IGBT
модулів виробництва Semicron
Обираємо модуль SK80GB063 з такими характеристиками:
− UCEmax =600В;
− I
CEmax =80В;
− напруга на транзисторі в режимі насичення UCE(sat) =1,8В;
− напруга керування UGE =±15В;
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
− втрати на перемикання (EON +EOFF)=4,7 мДж ;
o
− тепловий опір, який встановився R th(j-c) =0,6 C/Bт .
Проведені розрахунки відповідають технічним параметрам вибраного
модуля типу SK80GB063.
Для розрахунку основних параметрів трансформатора скористаємось
законом електромагнітної індукції
d×ψ
=-e ;
dt
де
−потокозчеплення ψ=B×S×w ;
− індукція магнітопроводу В ;
− площа перерізу магнітопроводу S ;
− кількість витків обмотки w .
Тоді отримаємо
dB
×w1×S=Uвих UвихОП ;
dt
де
− кількість витків первинної обмотки трансформатора w ;
1
− змінна напруга прямокутної форми на виході мультивібратора UвихОП
.
Знайдемо число витків обмотки 1
T
+Bm 2
w1×S× dB= Uaedt ,
-Bm 0
звідси отримаємо
U ×Т
w1×S= ж ;
4Вm
де
− максимальне значення робочої індукції магнітопроводу Bm ;
− амплітудне значення вхідної напруги Uж .
Очевидно, що найбільш підходящим феромагнітним матеріалом для
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
трансформатора у випадку відносно невисоких частот, що менше 1 кГц, буде
холоднокатана сталь з товщиною стрічки 0,1 мм, для якої рекомендовано
Bm =1,2×Тл=1,2×10-4
Вб/см2
.
2
Вибираємо переріз першого осердя S = 0,95 cм . Тоді кількість витків
первинної обмотки трансформатора становитиме
U ×Т 10×5×10-3 102×5
w1= ж ; w1= = =70 .
4В ×S 4×1,2×10-4 4×1,2×1,5
m
Оскільки трансформатор працює практично в режимі холостого ходу,
то діаметр обмоткового мідного дроту беремо мінімальним, тільки для
забезпечення міцності стосовно його розриву. При цьому рекомендується
застосування дроту марки ПЭЛШО з діаметром dдр =0,1мм.
Оскільки для керування транзисторами нашого напівмостового модуля
потрібна імпульсна напруга ±15 В , то отримаємо остаточний результат
U
w =w =w =w = GC витків,
2 3 4 5 ×w1=1,5w1=105
Uж
в обмотках 2, 3, 4, 5 трансформатора TV1.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
Розрахунок вартості кабельних мереж підприємства
Вихідні дані. При виборі раціональної схеми зовнішнього
електропостачання підприємства необхідно враховувати категорію
споживачів електроенергії, потужність, що споживається ними, особливості
технології виробництва, кліматичні умови, забрудненість оточуючого
середовища та інші фактори [11].
Джерелом електропостачання нашого підприємства є зовнішня
енергомережа 110 кВ. Живлення від енергосистеми здійснюється по двом
лініям електропостачання з установкою на підстанції 110/10 кВ двох
трансформаторів з номінальною потужністю Sн.тр=4000 кВА; марки ТМН
4000/110, для якого: ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ.
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою 110
кВ і вище призначені для виконання:
– техніко-економічних розрахунків при зіставленні варіантних рішень
вибору;
– схем електричних мереж (схемне проектування);
– розробки обгрунтувань інвестицій і бізнес-планів;
– оцінки обсягу інвестицій при плануванні нового будівництва, а в
окремих випадках і при здійсненні реконструкції електромережевих об'єктів.
В основу визначення УВП покладені:
– матеріали, узагальнювальні кошторисні розрахунки до проектів
конкретних об'єктів;
– вимоги до будівельної і механічної частини електромережевих
об'єктів, які визначені «Правилами побудови електроустановок» 7-го
видання;
– «Загальні технічні вимоги до підстанцій 330-750 кВ нового
покоління»; «Загальні технічні вимоги до повітряних ліній електропередач
110-750 кВ нового покоління»;
– ціни, що діють на устаткування і матеріали заводів-поставщиків.
Базисні УВП враховують вартісні показники на 1 км. повітряних і
кабельних ліній, а також на підстанції в цілому і по їх основним елементам
для середніх умов будівництва в європейській частині.
УВП враховують усі витрати на споруду повітряних ліній і підстанцій
по об'єктах виробничого призначення (базисні показники вартості), витрати
на відведення земельної ділянки (вилучення, надання і передача її у власність
або оренду, а також витрати по оренді земельної ділянки в період
будівництва) визначаються у відповідності із земельним законодавством.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Засоби на відшкодування втрат сільськогосподарського виробництва,
викликані вилученням (або тимчасовим заняттям) земельних ділянок,
визначаються у розмірі вартості освоєння рівновеликої площі нових земель.
Усереднене значення вартості освоєння нових земель замість
сільськогосподарських угідь, що вилучаються, для сільськогосподарських
потреб складає Снз= 133 грн/м2 (станом на кінець 2015 р). Надалі, при
розрахунках, використані вартісні дані станом на кінець 2015 р.
Розрахунки УВП мереж зовнішнього електропостачання підприємства
проводимо в наступній послідовності:
− розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання;
− розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції;
− розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних каналів;
− розрахунок вартості встановлення та підключення цехових
підстанцій;
− визначення сумарних капітальних вкладень в будівництво та монтаж
системи зовнішнього електропостачання підприємства.
Розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж. В
даному пункті приведемо приклад розрахунку вартості прокладання та
підключення кабельних мереж на підприємстві. Наведені ціни на матеріали, а
також вартість робіт є орієнтовними, з огляду на їх постійні зміни в бік
збільшення.
В процесі прокладання кабельних мереж (КМ) необхідно врахувати
витрати на прокладання кабельних траншей та улаштування в них кабельних
каналів, монтаж яких проводиться підрядною організацією, а розрахунок
наведено в табл.10.1.
Таблиця 10.1 – Витрати на улаштування кабельних каналів
Одиниця Кількість Вартість, грн
Стаття витрат
вимірювання Одиниці Всього
1 2 3 4 5
Витрати на прокладання кабельних
люд - днів
траншей 12 4515 54180
Витрати на піщану підготовку
люд - днів
траншеї 6 4515 27090
- витратні матеріали (пісок) тон 11 1687 18557
Витрати на закладання
люд-днів
залізобетонного коробу 16 3325 53200
- витратні матеріали (з/б короб) пог.м. 1500 321 481500
Витрати на прокладання кабельних
люд-днів
мереж 22 2540 55880
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Продовження таблиці 10.1
- витратні матеріали:
кабель АСБ 3×25 пог.м. 2 377,6 875 2080400
кабель АСБ 3×35 549,3 1230 675639
Витрати на облаштування
кабельних каналів люд-днів 25 1 035 25875
(асфальтування, дренажування)
- витратні матеріали (асфальт) т. 21 1 683 35343
ВСЬОГО 3067664
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі
улаштування кабельних каналів знаходиться так
CулКК = ni CКК , (10.1)
де nі – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці кабельних каналів; nі = 0,23;
СКК– витрати на матеріали при улаштуванні кабельних каналів; СКК =
3291439 грн.
CулКК = 0,23 3291439 = 757031грн.
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж:
CподКМ = n O k Cпод.ч, (10.1)
де n– кількість зайнятих людей на підключення та випробування кабельних
мереж; n = 8 люд.;
О– обсяг робіт; О = 13 днів;
k– трудомісткість роботи; k = 0,75 люд.-днів;
Спод.ч– вартість підряду; Спод/ч=1685 грн/люд.-днів.
CподКМ=8×13×0,75×1685=131430 грн.
Дані на прокладання та підключення кабельних мереж наведені в
таблиці 10.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Таблиця 10.2 – Витрати на прокладання та підключення кабельних
мереж
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на улаштування кабельних каналів, СКК 3067664
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі улаштування
757031
кабельних каналів, Сул.КК
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж, Сп.подКМ 131430
Разом 4788396
Таким чином, розрахунок укрупнених вартісних показників мереж
зовнішнього електропостачання підприємства, в т. ч. розрахунок вартості
прокладання та підключення кабельних мереж, а також визначення сумарних
капітальних вкладень в будівництво та монтаж системи зовнішнього
електропостачання дозволить ефективно та раціонально встановити питомі
капітальні вкладення в схему електропостачання, за кожний 1 кВт
споживаної підприємством електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 22376 49/04 ПЗ
1 Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50