Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5790| Назва: | Електропостачання заводу з виготовлення електрощитового обладнання |
| Автори: | Кисельов, Владлен Борисович Романов, Андрій Суренович |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика;розрахунок КЗ;розрахунок електропостачання цеху |
| Дата публікації: | чер-2024 |
| Короткий огляд (реферат): | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання заводу з виготовлення електрощитового обладнання. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5790 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ПЗ_романов.pdf Restricted Access | 1.62 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
Extracted text
ЗМІСТ
ВСТУП.................................................................................................................. .......
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ............................................................................ .......
1.1 Характеристика об’єкта проектування.................................................. .......
1.2 Характеристика електроприймачів (ЕП) цеху...................................... .......
1.3 Характеристика цехів об’єкта……………........................................ .......
1.4 Характеристика джерела живлення…………………………………... ……
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ.................................... .......
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП............................... .......
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів.......................................................... .......
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем........................................................................... .......
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції.................................................................................................. .......
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання……………………………………………………... ……
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій………………………………………………………………. ……
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху………. ……
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства………… ……
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)…………………. ……
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ…………………………………….. .......
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства……………… ……
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі………………………………. ……
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП……………………. ……
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………………….. ……
4.1 Вибір трансформаторів ГПП………………………………………….. ……
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності................................ .......
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві……………… ……
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ………………………. ……
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі………………………………………………………………….. ……
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж…………………………. ……
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Романов Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Кисельо в Електропостачання заводу з 3
Реценз. виготовлення електрощитового
Н. Контр. Ключка обл аднання ФЕТАМ ЕСЕ-202ск
Затверд. Ситник
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В………………………………………………………………... ……
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………………………. ……
6.2Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках…………………………………….……………………………. ……
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ…………………………………………………………………… ……
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ……
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП………………….. ……
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………………………….. ……
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН…………………….. ……
7.4 Вибір трансформаторів струму…………………………………….. ……
7.5 Вибір трансформаторів напруги…………………………………….. ……
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………………………... ……
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ................... .......
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху.............. ……
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем.................... ……
8.2.2 Загальні відомості………………………………………………. ……
8.2.2 Розрахунок освітленості……………………………………….. ……
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок………………... ……
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву............... ........
8.3.1Особливості розрахунку цехових електричних мереж……… ........
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту……………………………………………… ……
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги……… ……
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ………… ……
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В........... .......
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ…………………………………………... ……
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ…………………………. ……
8.5 Захист цехових електричних мереж....................................................... ........
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………………………. ........
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………………………. ……
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції…………………………………………………………… ……
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Системи засобів і заходів безпеки
безпеки експлуатац ії електроустановок …………………………… .......
9.1 Технічні засоби безпечної експлуатації електроустановок за
норма л ь н и х р е ж и м і в р о б о т и ……….…………………………… ……
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 . 2 Т е х нічні засоби бе зпечної експлуатації електроустановок при
п е р еході напруги на нормальн онестру м о п р о в і д н і ч а с т и н и …………… . ……
1 0 Т Е Х НІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА…………………………………… .......
11 ОХОРОНА ПРАЦІ………………………………………………………… .......
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ............................................................ .......
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вступ
Випускна робота бакалавра є завершальним етапом навчання студентів
у вищому навчальному закладі для отримання освітньо-кваліфікаційного
рівня бакалавр і спрямована на систематизацію і розширення теоретичних
знань студентів, розвиток аналітичного й творчого мислення, виконання
розрахунково-графічних робіт, курсових робіт а також на закріплення
навичок використання сучасної обчислювальної техніки.
Електропостачання практично всіх електричних приймачів
здійснюється від об'єднаної електроенергетичної системи держави, яка в
даний час являє собою складний об'єкт, властивості якого визначаються
безперервністю виробництва, відповідністю генерації і споживання
електричної енергії для кожного моменту часу, та передачею і розподілом із
високими економічними показниками та показниками надійності.
Які б не були перспективи видобутку та імпорту паливно-енергетичних
ресурсів, подальший нормальний розвиток системи електропостачання,
неможливий без врахування системи економії та забезпечення
електроенергії.
Електрична енергія використовується для живлення електроприймачів
цеху, за для виконання ними їх технологічних функцій. Найбільш
раціональною, для даного цеху є схема розподілу електричної енергії
виконана по радіальному принципу. Монтаж кабелів проводиться в лотоках,
а монтаж проводів марки АПВ у сталевих трубах.
Електропостачальна система (ЕПС) промислового підприємства, яка
складається з електричних мереж напругою до 1000 В та вище,
трансформаторних та перетворювальних підстанцій, призначена для
подавання електроенергії від джерела живлення до електроприймачів в
достатній кількості і необхідної якості згідно з вимогами виробництва. Вибір
складових елементів ЕПС робиться по розрахунковим електричним
навантаженням. Заниження розрахункових навантажень веде до перегріву
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
елементів системи електропостачання і до прискорення їх зносу, завищення
розрахункових навантажень веде до зайвих капіталовкладень та збільшенню
витрат на системи електропостачання. Таким чином видно, яке значення має
розробка й упровадження в практику проектування систем
електропостачання науково обґрунтованих і достатньо точних методів
розрахунку електричних навантажень.
Енергетична програма України передбачає подальший розвиток
політики по енергозбереженню. Економія енергії повинна здійснюватися
через перехід на енергозберігаючі технології виробництва, перетворення й
використання енергетичних витрат. Основи розвитку української технології –
це побудова електростанції великої потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
1.1 Характеристика об’ єк та проектування
Завод, електропостачання якого проектується в даній бакалаврській
роботі, виготовляє електрощитове обладнання. Завод випускає розподільні
пристрої середньої напруги, що призначені для прийому та розподілу
електричної енергії змінного струму промислової частоти 50/60 Гц. Комірки
яких оснащені високоякісними комутаційними, вимірювальними та
мікропроцесорними захисними пристроями провідних світових виробників.
Збірні розподільні пристрої виготовляються на виробничих потужностях заводу
згідно по ТУ У 27.1-34944005-002:2020 и по EN 62271-200. Рис. 1
Основні корпуси і підрозділи: ливарний цех, випробувальний цех,
пресовий цех, заготівельно - штампувальний цех, цех металоконструкцій,
монтажний цех (виконує всі види робіт по випуску функціонально завершених
виробів), термічний цех, інструментальний цех, зварювальний цех,
ремонтний цех, цех лиття пластику, гальванічно фарбувальний цех
(в якому для підвищення якості і зносостійко сті деталей і виробів їх
покривають тонким шаром металу шляхом електролізу і фарбують знососос-
тійкою фарбою), насосна станція, заводоуправління.
Живлення усіх цехів підпр иємства виконано по радіальній схемі розподілу
електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми, є наявність на
території підприємства цехів обладнання котрих відноситься до першої
категорії.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є сім цехових
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безпе рервне живлення підприємства від головної понижуючої підстанції
(ГПП), що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
підприємства. Живлення ГПП , згідно ПУЕ глава 4.2 [ 1 ] , здійснено від двох не
залежних вводів районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така
схема живлення є надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні
характеристики [ 1 - 5].
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рис. 1
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна розбити
територію підприємства на категорії, що до надійності енергозабезпечення.
Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ (глава 1.2.17 –
1.2.20) [ 1 ] до 1-ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку
для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток, зв'язаний з
ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом
складного технологічного процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в
наступних цехах заводу: ли варном у цеху, пресовому цеху, зварювальному
цеху, термічному цеху.
Вказані електроприймачі будуть забезпечуватися живленням від двох
незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання допускається лише
на час автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться решта спожива чів.
Перерва в роботі цих об’єктів, не приведе до зупинки технологічно го процесу,
псуванню обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози
для людського жи ття.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і автоматики в
живильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1 -ї і 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1 -ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування розумно робить не
на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових пунктах, до яких
приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих пунктів здійснюється
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
від різних підстанцій чи секцій підстанцій, і для переключення застосовується
найпростіша автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл
електричних навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а
не по цехах у цілому.
Не відповідальні споживачі третьої категорії живляться лише від одного із
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці, на низькій
стороні 0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.2 Характеристика електроприймачів цеху
Проектування електропостачання цеху розглянемо на прикладі цеху
металоконструкцій. Ключова діяльність цеху – виготовлення
шаф різних конструкцій для розподільних пристоїв.
Цех призначений для виготовлення виробів, виробництво
яких неможливо поставити на конвеєр. Всі вироби виготовляються з
застосуванням ручної праці.
Електричне обладнання цеху розраховане напругу живлення 0,4
кВ і живиться від власної цехової понижуючої трансформаторної
підстанції за радіальною схемою розподілу електроенергії. Обладнання
цеху живиться від цехових РП, що розташовані в безпосередній близькості
від сформованих груп технологічного обладнання.
Габаритні розміри цеху складають 54х54 м, площа відповідно
2916 м2 .
За класифікація приміщень згідно з ПУЕ [1], приміщення цеху
відноситься до нормальних, тобто – це сухе приміщення з опаленням,
безпечне щодо корозії, пожежі та вибуху.
Живлення зі заводської головної понижуючої підстанції ГПП
напругою 10 кВ подається до цеху, в якому передбачається встановлення
відповідної цехової трансформаторної підстанції ТП, параметри якої
будуть визначено у процесі проектування.
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання в нормальних режимах не використовується.
Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не виникає.
Встановлена потужність, режими роботи, реактивна потужність та інші
характеристики приведено у таблиці 1.1.
Територіальне розміщення основного обладнання цеху приведено на
рисунку 1.1.
В цеху на рівні технологічних зв’язків з здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1],
до ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час
після аварійного режиму.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
План розміщення електричного обладнання
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання
яких доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5
графічної частини, а також на рисунку 1.2.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі,
що потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
металоконструкцій
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Верстат повздовжньої
2 18 0,8
різки
2 Верстат поперечної різки 1 22 0,8
3 Відрізний верстат 1 8,4 0,86
4 Профилегінний верстат 1 23 0,8
5 Багатопозиційний
1 11 0,82
свердлильний верстат
6 Вальцювальний верстат 1 7,8 0,85
7 Фарбувальна камера 1 48 0,91
8 Прес 2 13 0,84
9 Точковий зварювальний
1 38,6 0,93
верстат
10 Фрезерний верстат
1 16,3 0,84
широкоуніверсальний
11 Подаючий верстат 1 8,1 0,86
12 Компресор 1 32 0,84
13 Насос охолоджувальної
2 12,4 0,82
рідини
14 Насос
1 17,8 0,84
пожежогосподарчий
15 Вентилятор витяжний 5 5,5 0,8
16 Прокатний верстат 3 34,7 0,88
17 Тельфер 1 11 0,8
18 Зварювальний
2 32,3 0,93
маніпулятор
19 Обертовий маніпулятор 2 17,3 0,85
20 Вирубний прес 1 16,3 0,83
21 Свердлильний верстат 1 7,8 0,8
22 Розточний верстат 1 6,4 0,84
23 Заточний верстат 2 6,4 0,86
24 Розмотуючий верстат 1 6,4 0,88
25 Верстат токарний 6 7,5 0,84
26 Верстат гумового лиття 4 8,4 0,87
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
27 Термопласти автомат 2 31 0,85
28 Вентилятор приточний 3 16,5 0,88
Разом 51
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Основні корпуси і під розділи заводу з виготовлення електрощитового
обладнання: ливарний цех, випробувальний цех, пресовий цех,
заготівельно – штампувальний цех, цех металоконструкцій
монтажний цех (виконує всі види робіт по випуску
функціонально завершених систем), термічний, інструментальний цех,
зварювальний цех, ремонтний цех, цех лиття пластику, гальванічно
- фарбувальний цех (в якому для підвищення якості і зносостійкості
деталей і виробів їх покривають тонким шаром металу шляхом
електролізу і фарбують знососостійкою фарбою), насосна станція,
заводоуправління.
Згідно плану розташування основних і допоміжних цехів, можна
розбити територію заводу на категорії, що до надійності
енергозабезпечення. Згідно правил улаштування електроустановок ПУЕ [1]
до І - ї категорії надійності електропостачання відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати
небезпеку для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток,
зв'язаний з ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи
тривалим розладом складного технологічного процесу. Споживачі першої
категорії знаходяться внаступних цехах заводу: ливарному цеху,
пресовому цеху, зварювальному цеху, термічному цеху.
Вказані електроприймачі будуть забезпечуватися живленням від
двох незалежних джерел, і перерва їхнього електропостачання
допускається лише на час автоматичного включення резерву.
До споживачів ІІ-ї та ІІІ-ї категорії відносяться решта споживачів.
Перерва в роботі цих об’єктів, не приведе до зупинки технологічного
процесу, псуванню обладнання, погіршення екологічного стану чи
виникнення загрози для людського життя.
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії.
1.4 Характеристика джерела живлення
Основним високовольтним обладнанням заводу є сім
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін..) і трансформаторів по пропускної
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності [ 1, 2, 3, 5, 6].
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття розрахункове навантаження витікає з визначення
розрахункового струму І , за величиною якого вибирають всі елементи
роз
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const І .
роз
При змінному навантаженні, коли її графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I (t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі,
рівної 3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття
«розрахунковий струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж
максимального нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що
й початкове змінне навантаження I (t) .
Значення І роз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U I pоз cospоз .
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
t
1
P .
P(t)dt
t
Активне розрахункове навантаження P аналогічне поняттю
pоз
«розрахунковий максимум» P або «максимального навантаження»
max
I I , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30–хвилиних
max роз
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових ЕП
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо
згідно методики [6], яка поширюється на в сі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх
методів розрахунку.
При визначені електричних навантажень промислового підприємства
враховуюємо ступень (рівень) системи електропостачання, розрахунки на
кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої та
великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності P підприємства. Розрахункова потужність P
pоз pоз
– це така потужність, при якій термін службі елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина P відноситься
pоз
до сукупності вихідних даних на проектування системи
електропостачання.
Розрахунок навантаження підприємства від окремого
електроприймача (ЕП) до підприємства у цілому (на рівні ГПП) виконуємо
нормативною методикою [6]. При цьому у розрахунках використо вуються
слідуючи позначення та співвідношення:
- номінальна потужність, Р ;
ном
- паспортна потужність, Рпасп ;
- установлена потужність Р .
у
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
p ;
у pном pпасп
2) для електродвигунів, які працюють у повторно–короткочасному
режимі:
p p p ,
у ном пасп ТВ
де ТВ – тривалість включення, що задається у паспорті у відсотках.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностів електроприймачів, що входять у
групу
n n
Qном qном рном tg . (2.1)
1 1
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню К р , за
співвідношенням:
Рроз К p Кв Рном , (2.2)
де К р f Kв , пе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймвчів пе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Згідно [6] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– T 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять
a
розподільчі шинопроводи, пункти, щити. Значення К для таких мереж
р
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або таблиці 2.1;
– T 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів. Для таких випадків значення К для приймають згідно
р
таблиці 2.2;
– T 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою К р 1.
Відмітимо, що добуток К Р є проміжною допоміжною
в ном
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів пе визначаємо за
співвідношенням:
2
п
Pном
п 1
е . (2.3)
п
п р2
ном
1
Величину пе можна також визначати за спрощеним
співвідношенням:
2 pном
пе . (2.4)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.4) число пе буде більше за п ,
тоді слід прийняти n пе . Якщо рном max / pном min 3 , де pном min –
номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді також
приймаємо ne п .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними
kв і знаходимо за формулою
п
кв і рном і
К 1
в , (2.5)
п
рном і
1
де п – кількість характерних категорій, що входять у дану групу.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження К р
для різних Кв в залежності від пе
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К
р
для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
п
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження К
р
на НН цехових трансформаторів і для магістральних
шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
в
п
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 и
более
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Более 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1
в, цеху . (2.6)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.6) співвідношення (2.2) для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху К р Кв, цеху Рном К р Кв, i Рном і . (2.7)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, по підприємству в
цілому розраховується за співвідношенням
Qроз цеху К р Кв Рном tg Рроз цеху tg . (2.8)
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S P2 Q2 (2.9)
роз роз роз
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні
місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2, 6 ].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) –
(2.9) та графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункової активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2 .3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [2, 6 ] .
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової
потужності не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи
ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується
у графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
р 3 р ; q 3 q ,
ном ном о ном ном о
де р , q – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
ном о ном о
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він
враховується як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (верстат повздовжньої різки) Рном,1 .
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином, що
мають однакову величину коефіцієнта використання К та номінальну
В
потужність, групова встановлена (номінальна) активна потужність
дорівнює
n
Рном =pном .
1
Р 18 2 36 кВт.
ном1
Визначаємо розрахункову величину К Р для цієї ж групи,
В ном,1
використовуючи значення К з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
В
К Р заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
В ном,1
КВ Рном,1= 0,7 36 25,2 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо
її у відповідну графу таблиці 2.3.
КВ Рном,1 tgφ=0,7 36 0,7518,9 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 1
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин
КВ Рном, та КВ Рном, tgφ ,
а саме: КВ Рном та КВ Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів пе за
спрощеним співвідношенням (2.4):
2 807,4
пе 33,6 .
48
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.6)
567,2
Кв, цеху 0,7 .
807,4
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин пе 33,6 та
К = 0,7 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності К
В, цеху р, цеху
який дорівнює
К = 1,08
р, цеху
За співвідношенням (2.7) знаходимо розрахункову активну
потужність цеху
Р =
роз цеху 1,08 567,2 = 612,6кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається
наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при пе 10 Qроз Кв Рном tg .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів пе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число
підсумкової строки графи 9:
Qроз цеху 338,5квар
Повну розрахункова потужність S роз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.9)
Sроз 612,62 338,52 699,9 кВ∙А
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається
рівної потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази [ 2 , 6 ] .
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Р (кВт)
ном у
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Р 3 Р або Р 3 S ТВ cos ,
ном, у ном.max ф ном, у пасп пасп
де Р – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
ном. max ф
S – паспортна потужність,
пасп кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф .
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються
середні навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається
складанням середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і
однофазних навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним
зведенням останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з
використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
P(a) Кв Р ;
ав (ав)а Кв Рac (аc)а Кв Рао
Q(a) Кв Рав q ,
(ав)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао
де Paв, P – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
ac
фазами ав і ас;
Pao , Q – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним
ao
та нульовим проводами);
, – коефіцієнти зведення навантажень, що
(ав)а (ас)а , q(ав)а , q(ас)а
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.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) . (2.10)
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
, , 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(ав)а, (вс)в (са)с
, , –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
(ав)в, (вс)с (са)а
q , q , q 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29
(ав)а, (вс)в (са)с
q(ав)в,, q , q 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
(вс)с (са)а
Враховуючи те, що однофазне обладнання в нормальних режимах в
цеху не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не
здійснюємо.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Виконаємо розрахунок освітлювального навантаження методом питомої
потужності на прикладі цеху з виготовлення металоконструкцій [7, 8, 9 ].
Приміщення цеху відноситься до категорії пожежобезпеки «Г».
У відповідності до категорій пожежозахисту, згідно ПУЕ (глава 6.5),
приміщення ми будемо обирати тип світильників, розташування в
робочій зоні цеху .
Виробнича частина будівлі цеху має наступні геометричні розміри цеху
(згідно аркуша плана живлячих та розподільчих мереж) (А=54 м (ширина));
(В=54 м (довжина)); (S=2916 м2 (площа)).
Для освітлення цеху ми використаємо світильники типу ЛСО-04 з чотирма
лампами типу ЛБ-65. Світильники на тросові на висоті h=5,8 м.
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження приміщення цеху.
Спочатку визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу :
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.11)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення ;
S – площа приміщення, м2;
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
в изначається за формулою:
Е к
р ф з.ф
п.о.ф Рп.о.табл кр , (2.12)
100 кз.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки , Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт , лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт ;
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
р 14,6 200 1,8
п.о.ф 0,3 9,78 Вт/м2.
100 1,6
Рм.о. 0,95 9,7 2916 20300 Вт,
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення
приміщення цеху визначаємо за виразом:
Qм.о Рм.о tgо , (2.13)
де tgφ0 – відповідно cosφ для кожного типу світильника ;
Qм.о 20,3 0,2 4,1 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
заводу викону ємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
виконано від силового трансформатора, що живить будівлю управління
заводу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
авар ійне освітлення 220 В.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 0,4
кВ визначаються за виразами
Р Р Р , (2.14)
0,38 цеху роз, цеху роз , ос , цеху
Р0,38цеху 612,6 20,3 632,9кВт
Q (2.15)
0,38, цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху
Q квар
0,38, цеху 338,5 4,1 342,6
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S роз, Р0,38 цеху Q0,38 цеху (2.16)
2 2
S 632,9 342,6 719,7 кВА.
роз,
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв
і визначається за даними [1, 2 , 6].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху . (2.17)
i i
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства
(заводу) приводяться у вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень повинні
відповідати вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної
потужності підприємства тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Аналогічно до пункту 2.4 бакалаврської роботи розраховуємо
сумарні потужності інших груп електроспоживачів заводу. Результати
розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Користуючись сумарними розрахунковими даними таблиці 2.4
знаходимо приблизну потужність заводу:
2 2
SНН ГПП 0,95 6249 3673 7249кВА.
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій (ГПП, ТП) на
території заводу (цеху) – одне з важливих питань при побудові
раціональної системи електропостачання.
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих
підстанцій і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на
вибір місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо
точні методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці
приблизно 510 % )[ 2].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати
ЦЕН ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При
цьому у якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися
i і
розрахункове значення потужності (активної і реактивної відповідно), що
отримано у попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у
випадку окремих електроприймачів − номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку
представляють у вигляді відповідної таблиці.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за
допомогою відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН
реактивного навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі,
знайдені координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу
вибору місця розташування ГПП. В цьому випадку координати
змінюються в часі в межах зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу
розраховуються за відомими методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху
високовольтних двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також
попередньо обраний спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограму навантажень будують як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. В останньому випадку в якості приймачів електроенергії
розглядаються самі цехи [ 2, 5, 7].
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш
простий з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу
навантажень приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В
якості центру кола вибирають центр електричного навантаження приймача
електроенергії, а радіус кола пов’язують з розрахунковою потужністю
приймача; значення його знаходять з умови рівності розрахункової
потужності в деякому масштабі площі кола
Pроз
r i , (2.18)
m
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу;
i
r – радіус кола;
m – масштаб.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться
аналогічним способом. Реактивні навантаження можуть живитися від
конденсаторних установок, які розташовуються в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів і
синхронних електродвигунів. У зв’язку з цим, в загальному випадку, для
відшукання оптимальних умов і місць установки джерел реактивної
потужності потрібно знаходити окремо центри споживання реактивної
потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 Pроз цеху
с.н ; (2.19)
Р0,4 цеху
360 Pроз ос. цеху
оc.н , (2.20)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Дані для побудови, що розраховані за формулами (2.18) – (2.20)
картограми електричних навантажень зводяться у таблицю 2.5.
При проектуванні для рішення питання про розміщення на території
заводу підстанцій на генеральний план заводу наноситься картограмма
електричних навантажень, яка являє собою ряд кіл у центрах навантаження
окремих будівель, цехів та споруд.
Радіус розрахункового кола визначається за виразом (2.18).
Pроз
r i 632,9
32,6мм
m 3,14 190
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням згідно виразам (2.19), (2.20).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3600 612,6
с.н 348.
632,9
3600 20,3
о.н 12.
632,9
де і – величина сектору у градусах.
Аналогічно знаходимо навантажувальні координати інших цехів і споруд;
резул ьтати розрахунків заносимо до таблиці 2.5 .
Т еоретичний центр електричних навантажень визначаємо як точку з
відповідними координатами:
n
(Pм.i xi)
Х i1
n ; (2.21)
Pсум.i
i1
n
(Pм.i y i )
Y i1 ; (2.22)
n
Pсум.i
i1
де Х; Y – координати центру електричних навантажень по об’єкту, м;
х , у – координати іого
і і навантаження об’єкту, м;
Рм.і – максимальне навантаження іого цеху, кВт.
(1453,8 220) (645 410) (632,9 360) (1294,7 360)
Х= 6248,6 =290 м ,
(1379,1 230) (523,2 180) (320,1 370)
6248,6
(1453,8 300) (645 360) (632,9 280) (1294,7 210)
Y= 6248,6
=228 м .
(1379,1180) (523,2 60) (320,1 60)
6248,6
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встано влюємо головну понижуючу підстанцію (ГПП) .
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір місця розташування цехової ТП
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання [ 2, 6, 7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний
метод (погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН (2.21)
п
Рроз i
i1
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН (2.22)
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п
Qроз х
i i
Х ЦЕН i1 (2.23)
п
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
УЦЕН i1 (2.24)
п
Qроз i
i1
де P і Q – номінальна активна і реактивна потужності
роз і роз і
електроприймачів, xi , yi – координати відповідного споживача.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), виконуємо за допомогою
електронних таблиць Excel. Для кожного споживача заносимо його
встановлену потужність та координати (у міліметрах згідно креслення 5 на
А1 ) у відповідні стовбці таблиці 2.6. Координати ЦЕН отримаємо також в
міліметрах після того, як у таблицю 2.6 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.6 – Розрахунок центру електричних навантажень
Pi, Xi, Y
P ∙X i,
i i Pi∙Yi Хцен Yцен
Найменування кВт м м
Верстат повздовжньої
18 6 108 38 684
різки
Верстат повздовжньої
18 10 180 38 684
різки
Верстат поперечної
22 6 132 36 792
різки
Відрізний верстат 8,4 16 134,4 38 319,2
Профилегінний верстат 23 10 230 36 828
Багатопозиційний
11 12 132 36 396
свердлильний верстат
Вальцювальний
7,8 16 124,8 36 280,8
верстат
Фарбувальна камера 48 34 1632 34 1632
Прес 13 22 286 40,2 522,6
Прес 13 26 338 40,2 522,6
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Точковий
38,6 24 921,6 40,2 1552
зварювальний верстат
Фрезерний верстат
16,3 24 391,2 32 521,6
широкоуніверсальний
Подаючий верстат 8,1 26 210,6 36 291,6
Компресор 32 48 1536 34 1088
Насос охолоджувальної
12,4 48 595,2 33 409,2
рідини
Насос охолоджувальної
12,4 48 595,2 32 396,8
рідини
Насос
17,8 48 854,4 31 551,8
пожежогосподарчий
Вентилятор витяжний 5,5 6 33 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 14 77 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 24 132 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 30 165 30 165
Вентилятор витяжний 5,5 40 220 30 165
Прокатний верстат 34,7 10 347 18 624,6
Прокатний верстат 34,7 14 485 18 624,6
Прокатний верстат 34,7 18 624,6 18 624,6
Тельфер 11 48 528 44 484
Зварювальний
32,3 12 387,6 16 516,8
маніпулятор
Зварювальний
32,3 20 646 16 516,8
маніпулятор
Обертовий
17,3 12 207,6 20 346
маніпулятор
Обертовий
17,3 20 346 20 346
маніпулятор
Вирубний прес 16,3 3 48,9 10 163
Свердлильний верстат 7,8 9 70,2 10 78
Розточний верстат 6,4 16 102,4 4 25,6
Заточний верстат 6,4 8 51,2 2 12,8
Заточний верстат 6,4 20 128 2 12,8
Розмотуючий верстат 6,4 4 25,6 4 25,6
Верстат токарний 7,5 10 75 4 30
Верстат токарний 7,5 22 165 4 30
Верстат токарний 7,5 28 210 12 90
Верстат токарний 7,5 28 210 10 75
Верстат токарний 7,5 30 225 12 90
Верстат токарний 7,5 30 225 10 75
Верстат гумового лиття 8,4 46 386,4 12 100,8
Верстат гумового лиття 8,4 50 420 12 100,8
Верстат гумового лиття 8,4 46 386,4 3 25,2
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Верстат гумового лиття 8,4 50 420 3 25,2
Термопласти автомат 31 46 1426 10 310
Термопласти автомат 31 50 1550 10 310
Вентилятор приточний 16,5 50 825 36 594
Вентилятор приточний 16,5 50 825 34 561
Вентилятор приточний 16,5 50 825 32 528
28904,9 19282,2 36 24
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс
у тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в
місцях концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено
високовольтні двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН складають:
Х 36 м ; Y 24 м.
ЦЕН ЦЕН
На плані цеху (рисунок 2.3) вказано місця знаходження
теоретичного центру електричних навантажень. З урахуванням
розрахованих координат обираємо місця розташування цехової
трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або
у випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів, обираємо місця встановлення
цехову КТП ближче до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 2.3).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища,
наявність зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно -
будівельні обмеження [ 2, 6, 7].
Згідно отриманих розрахункових даних, в точці теоретичного
навантаження заводу встановлюємо головну понижуючу підстанцію
(ГПП).
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі
нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій та території
цеху – один з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
Цехові трансформаторні підстанції розташовують як можна ближче
до центру електричних навантажень (ЦЕН), у мертвій зоні обслуговування
підйомних кранів, між колонами і т.д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як
правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в
бік найбільш потужних електроприймачів, обираємо місця встановлення
цехову КТП ближче до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 2.3).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції
(ГПП), підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II
категорії, які необхідні для функціонування основних виробництв [1 ].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величини, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [10], починаючи
від найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем
«містків». Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного
аналізу порівнюваних варіантів.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми
РУВН «схема 35-9А» та «схема 110-3Н» [ 1, 2, 10].
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Схеми РУ ПС при конкретному проектуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання
району чи об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж. Для
обраної схеми, використовуючи її особливості, переваги і недоліки,
наводяться основні вимоги по роботі схеми у нормальному і
післяаварійному режимах при відключених кількох приєднаннях з
урахуванням допустимого навантаження обладнання, що залишається в
роботі.
Далі оцінюється спроможність схеми РУВН забезпечувати необхідну
надійність роботи РУ, проведення ремонтних та експлуатаційних робіт на
окремих елементах схеми без відключення приєднань або з відключенням
приєднань.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Вказується, яким чином забезпечується виконання вимог щодо
забезпечення необхідної надійності роботи РУ, виходячи з умов
електропостачання споживачів відповідно до категорій електроприймачів і
транзитних перетоків потужності по міжсистемним і магістральним
зв’язкам.
Попередньо визначається, якого типу (відкритого чи закритого і
чому) буде РУ.
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Живлення усіх цехів заводу виконано за радіальною схемою
розподілу електроенергії. Основним чинником, в застосуванні такої схеми,
є наявність на території заводу цехів обладнання котрих відноситься до
першої категорії [ 1].
Основним високовольтним обладнанням заводу є сім
трансформаторних підстанцій. Для забезпечення сталого рівня безпеки, як
навколишнього середовища, так і працівників, ми забезпечили надійне та
безперервне живлення заводу від головної понижуючої підстанції (ГПП),
що буде розташована в центрі теоретичного навантаження. Живлення ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
згідно ПУЕ (глава 4.2), здійснено від двох незалежних вводів районних
розподільчих пунктів, по повітряним лініям. Така схема живлення є
надійною, та має зручні ремонтно-налагоджувальні характеристики.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ сказано, що таким є джерело, "на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах". При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної
роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів і
автоматики в живильній енергосистемі підприємства.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування є питома
вага електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження
І-ї та ІІ-ї категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати,
починаючи з вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага
електроприймачів І-ї категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення
за допомогою резервних перемичок невеликої потужності. Іноді таке
резервування розумно робить не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а
на цехових силових пунктах, до яких приєднані електроприймачі І-ї
категорії. Живлення цих пунктів здійснюється від різних підстанцій чи
секцій підстанцій, і для переключення застосовується найпростіша
автоматика. Для зменшення витрат на резервування, розподіл електричних
навантажень по категоріях виконується по електроприймачам, а не по
цехах у цілому.
Не відповідальні споживачі третьої категорії живляться лише від
одного із вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці,
на низькій стороні 0,4 кВ.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості
випадків використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують
при забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими
нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично
допустимого нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, а також режимів у період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями. Переріз, що відповідає
таким вимогам, визначається згідно ПУЕ [ 1].
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною
густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за
умовами утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути
перевірені, при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном
РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП [ 1, 2].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий
струм післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної
міцності і мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів
і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до
місця розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі,
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
за її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у
залежності від напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Сис тема живлячої мережі (зовнішнього електропостачання) включає
систему електропостачання від джерела живлення (районної підстанції) до
підприє мства. Основними умовами проектування раціональної системи
зовнішн ього електропостачання є надійність, економічність та якість
електро енергії мережі.
Нап ругу мережі зовнішнього електропостачання (до території
підприє мства) визначаємо згідно технічних умов енергосистеми на
підключ ення і залежить від потужності підприємства, його віддаленості від
джерела живлення, наявності об’єктів з різко змінним характером
наванта ження, напруги і резервних потужностей останніх, перспектив
розвитк у мереж енергосистеми і промислових підприємств у даному районі.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприє мства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибираю ть не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заз далегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовні шнє електропостачання підприємств даного типу . У цьому випадку
ми не в раховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив'яза них до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспек тивний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схем и е лектропостачання промислового підприємства:
- від райо нної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням наявності
на р а йонній понижуючій підстанції (РПП) вільної потужності на порівнюваних
напр угах;
- від РПП з установкою на ній трансформ аторів чи автотрансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При цьому враховуються частка витрат і вартість втрат за коефіцієнтом,
S
обумовленому як відношення p 4 ,
Sn
де Sn - потужність трансформаторів підстанції глибокого вводу
промислового підприємства (для даного типу підприємств номінальна
потужність трансформаторів складає Sn=10 МВА);
Sp - потужність трансформаторів на РПС (для нашого енергетичного регіону
на РПС, зазвичай використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-
200000/220/110, з потужністю первинної обмотки
Sном(ВН)=200 МВА, а вторинної обмотки Sном(НН)=100 МВА.
Витрати на електропостачання промислового підприємства до РПС,
наприклад, на лінії електропередачі між районними підстанціями, враховувати
недоцільно, тому що пайова участь підприємства в цих витратах незначна й у
різних варіантах вони практично однакові.
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені ГОСТ напруги: 35, 110, 220 і 330 кВ, за
винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При цьому на вартість
будівництва ліній електропередачі в умовах міської і промислової забудови
введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35-110 кВ і 1,62 для ПЛ 220-
330 кВ [ 1, 3, 4].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
ми приймаємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на РПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано по силовій
повітряній лінії 110 кВ, від РПП до ГПП підприємства, за допомогою
повітряної лінії, що в свою чергу прокладена на сталевих опорах типу П110-1,
з габаритним прольотом 380 м.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
Ртр 0,02 Sпр ,
Qтр 0,1 Sпр .
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Р т р 0,02 7249 145 кВ т,
Q т р 0,1 7249 724,9 квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом:
Sр о з р (6249 145) 2 (3673 724,9)2 7760,5 кВА .
Для живлення нашої ГПП, згідно ПУЕ використовуємо
високовольтну повітряну лінію напругою 110 кВ.
Переріз мережі живлення ГПП вибираємо за допустимим струмом
навантаження в нормальному режимі роботи.
Розрахунковий струм живлячої лінії визначаємо згідно виразу:
І 7760,5
мах 40,8 А.
3 110
Значення перерізу лінії живлення вибираємо згідно в залежності від
виду виконання мережі і матеріалу, температури середовища.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
після аварійного режиму згідно умови:
2. 40,8<1.1,25.265
Згідно ПУЕ , щодо мінімальної площини перерізу проводу, яка здатна
витримати ожеледь, в зимову пору року, та утворення на проводах крижаної
корони, ми приймаємо сталеалюмінієвий провід з перерізом S=70 мм2, марки
АС-70, який розраховано на допустимий струм Ідоп=265 А, напругою 110 кВ.
Вибраний нами провід повністю відповідає усім умовам і режимам
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
роботи
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 [ 2].
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж,
що містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних,
значення кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 3555 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен
виконуватися з урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий
(менше 2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії
U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити,
відповідно, вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU//
ф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (U U/ )2 (U/ / )2
ф2 ф ф (3.8)
та його фаза
U/ /
ф
arctg . (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної
мережі має вид
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами,
для будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %)
можна вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній
складовій U/ . Тоді втрати напруги U приблизно визначається за
формулою
P
U U/ 3 (I іR QіX PіR QіX
a R Ip X) ,
Uі Uном
(3.12)
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по
емпіричній формулі, Ом/км
Dcp
X 0,144 lg 0,0157 Х/
0 0 Х/ /
0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами
Dcp , (жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин)
(параметра Dij і визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або
вертикальній площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах
рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову
розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням
скручування на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P Q
I і
a ; Ip
і (3.18)
3 Uі 3 Uі
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за
співвідношеннями (3.5) – (3.18), можна зробити висновок, що згідно
проведених розрахунків параметри провідника забезпечують передачу
необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
4.1 Вибір трансформаторів головної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП згідно вимог ПУЕ (глава 1.4), повинні забезпечити
надійне електропостачання в нормальному, аварійному і після аварійному
режимі. Для цього приймаємо, для живлення нашого підприємства, два силові
масляні трансформатори однакової потужності. Потужність трансформатора
вибираємо таким чином, щоб при відключенні одного з трансформаторів
інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ, якими
передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у після
аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не більше 6
годин протягом не більше 5 діб [ 1, 11, 12].
Як розрахункова потужність приймається приблизна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах. Активну і реактивну складову втрату в
трансформаторі визначаємо за умовою:
Ртр 0,02 Sпр , (4.1)
Qтр 0,1 Sпр . (4.2)
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Р т р 0,02 7249 145 кВ т,
Q т р 0,1 7249 724,9 квар.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом:
Sрозр (Рм Р 2 2
тр ) (Qм Qтр ); (4.3)
Sр о з р (6249 145) 2 (3673 724,9)2 7760,5 кВА .
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу:
S
Sтр
розр ; (4.4)
2 0,7
S 7
тр
7 6 0 , 5 5543,2 кВА.
2 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
По отриманому значенню потужності вибираємо найбільш доцільну
номінальну потужність трансформатора Sн.тр=6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в після
аварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовуємо добовий типовий графік навантаження, в якому максимальне
навантаження буде відповідати Sрозр об’єкта, згідно чого робимо масштаб по
вісі навантажень (рисунок 4.1)
S кВА
8500 Sмакс
8000
7500 7760,5
7000
6984
6500 Sн.тр
6000 6208
5500
5583
5432
5000
4500 4656 4656
4000
3880
3500
3000
3104 3104 3104
2500
2000 2328 2328
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Типовий добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу:
n
1 (S2
i ti )
К1
1i
n , (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
(3,1 1) (2,32 1) (2,32 2) (3,1 1) (5,58 1)
1
(5,43 3) (4,65 3) (4,65 3) (3,88 1) (23,1 1)
К
1 0,65 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу:
m
(S2
1 i ti )
К` 1i
2 m ,
S (4.6)
н.тр ti
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
К` 1 ((6,98 2) (6,2 2) (7,76 3))
2 0,42 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом:
К`` 0,9 S
розр
2 ,
S (4.7)
н.тр
К`` 0,97760,5
2 1,11.
6300
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
К2доп≥К2 (4.8)
1,4≥1,11
На основі розрахунків вибираємо [2] трансформатор марки ТМН 6300/110
з напругами ВВ=115 кВ; НВ=11 кВ, потужністю Sн.тр=6300 кВА.
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.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [11, 12 ].
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
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
напругою 10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 Q
сум HK2. (4.9)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень дорівнює:
P
N max
min N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи
трансформаторів, кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin і N .
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Qmax T Nе кзаван.ф S
2
ном T Рmax , (4.12)
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
S
де к ТП
заван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, кзаван.ф .
Ne Sном T
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних
конденсаторів QHK1 складе
QHK1 Qmax QmaxT , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку
не потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 Qmax Q
0,4 HK1 Nе Sном Т (4.14 )
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
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи 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.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9 ) - (4.14)
вибирається кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна
реактивна потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді ітогової таблиці «Вибір
кількості та потужності цехових трансформаторів та НКБ» (таблиця 4.1).
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасночасно з вибором низьковольтних батарей
конденсаторів (НБК) у такій послідовності:
Вибираємо економічне оптимальне число цехових трансформаторів
та економічне оптимальне значення потужності НБК.
Визначаємо мінімальне число цехових трансформаторів однакової
потужності, що призначені для живлення низьковольтових споживачів
напругою 0,4 кВ:
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 342,6 - 258,6 84 квар
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначаємо за виразом:
Q _ _
HK2 Qм0,38 QHK1 Nе Sн.тр ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [2, 1 0].
Q _ _
HK2 342,6 84 (0,18 2 630) 31,8 квар
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2 ,
QНКΣ=84+31,8=115,8 квар
Приймаємо згідно ПУЕ (глава 5.6), дві конденсаторні установки марки
УК3-0,415-60 Т3 потужністю Qкку=60 квар і напругою живлення U=0,4 кВ.
Сумарна ємнісна потужність цеху буде становити ∑Qкку=120 квар
Розрахунок вибору кількості та потужності силових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності, приводимо на прикладі
цеху металоконструкцій.
Аналогічно виконується вибір інших цехових трансформаторів та
конденсаторних батарей. Результати розрахунків зводимо в таблицю 4.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
ТЕР, виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану
розвитку даного району з урахуванням балансу реактивної потужності,
виходячи із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм
кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50 160
[ 13, 14].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з
вибором усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для
нормального і післяаварійного режимів роботи [11, 12].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають
батареї низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і
6 (10) кВ відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних
тиристорних компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної
мережі і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної
потужності в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в
допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором
інших основних елементів системи електропостачання підприємства з
урахуванням динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір
виконують на основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу
підприємства в режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а
також КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від
режиму роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід
застосовувати двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів
регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв
різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних
установок застосовується багатоступеневе регулювання сумарної
реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих
батарей у відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як
правило, в цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише
в тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною
завдання електропостачання підприємства. Компенсація реактивної
потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах
промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат
електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на
межі балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з
потужністю, що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на
кількість секцій шин підстанції, що проектується.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними
є максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужність, що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qвк кн.с Qм Q _
тр Q _
ек Qнкф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми [6];
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Q в к 0,92 3673 724,8 – 298,9 – 2005 1800 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [12 ] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по
мінімуму приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт [ 1, 2, 17].
При виборі і обґрунтуванні схеми слід привести всі фактори, які
впливають на вибір (у тому числі, надійності і зручності експлуатації,
розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
перспективу розвитку мережі тощо).
Вказується, у якої мірі вони враховані і чому
Вказується, за якою схемою здійснюється внутрішньозаводський
розподіл електроенергії (наприклад, магістральною) і чому.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну
схему розподілення електроенергії на підприємстві.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розподіл електроенергії у внутрізаводських електричних мережах
виконується по радіальній схемі розподілу електроенергії (згідно розділу
1.1.1), в залежності від територіального розміщення навантажень, їхнього
значення, необхідної ступеня надійності живлення й інших характерних рис
проектованого підприємства.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів, ми звернемо
увагу на обладнання, яке використовується у виробничому про цесі заводу.
В нашому випадку відповідальні електроспоживачі знаходться в наступних
цехах: в цеху пральних машин барабанного типу, в цеху центрифуг, в цеху
пральних машин актіваторного типу, в цеху посудомийних машин, в
гальванічному цеху, на насосній станції .
Зважаючи на те, що усі інші цехи підприємства в своєму складі не мають
високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконується також по
радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на стороні 0,4
кВ. Прокладення кабельних ліній виконано в спеціально створених підземних
кабельних каналах, за схемою глибокого вводу.
Споживачі першої та другої категорії як правило, згідно ПУЕ (глава
1.2.17), 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 ми враховуємо кількість та
потужність однотрансформаторних підстанції і розподіляємо їх потенціал
потужності так, щоб навантаження на обох вводах ГПП, в залежності від їх
навантаження та ступеню резервування. Резервування споживачів, що
живляться від однотрансформаторних підстанцій, як правило виконується від
більш потужного джерела живлення (0,4 кВ), за допомогою резервної
перетинки до більш потужної ТП.
Обрана схема розподілу електроенергії є хоч і не економічно вигідною,
але має значні переваги перед магістральною схемою розподілу. До таких
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
переваг ми віднесемо перевагу резервування, легкість ремонту, та
обслуговування без втручання в енергопостачання інших цехів, здатність
Знеструмлювати окремі цехи не зупиняючи виробництво підприємства. Також
суттєвим рішенням при виборі радіальної схеми розподілу електроенергії є
невелика територіальна площа заводу, та сконцентрованість
розташування основних виробничих цехів.
5.2 Розрахунок ліній електропередач
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно [1, 15 , 1 6] вибираємо за
економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та після аварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної Рт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора:
Рм10 Рм0,4 Рт Рм 0,4 0,02 Sн.тр ; (5.1)
Qм10 Qм 0,4 Qт Qм 0,4 0,1 Sн.тр ; (5.2)
де Рм 0,4 ; Qм0,4 – розрахункові навантаження ТП-3 на стороні 0,4 кВ
Рм10=632,9+0,02.630=645,5 кВт;
QМ10=342,6+0,1. 630=405,6 квар.
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.1 – Розрахункові данні повної потужності споживачів
Рм.0,38 , Qм.0,38 , Sн.тр , Рм10 , Q
Позиція м10 ,
кВт квар кВА кВт квар
ТП-1 1453,8 841,7 1000 1473,8 941,7
ТП-2 645 386,1 630 657, 6 449,1
ТП-3 632,9 342,6 630 645,5 405,6
ТП-4 1294,5 799,3 1000 1314,5 899,3
ТП-5 1379,1 825 1000 1399,1 925
ТП-6 523,2 285,3 1000 543,2 385,3
ТП-7 320,1 192,9 630 332,7 255,9
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу:
2 2
S z z
Л Рм10 Qм10 , (5.3)
i1 і1
де Рм.10 і Qм.10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії
кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
z – кількість трансформаторів в лінії.
Розрахуємо потужність лінії, що живить трансформаторну
підстанцію ТП-3
SЛ(ГПП ТП3) 645,52 405,62 762,4 кВА.
Розрахунковий струм в нормальному режимі визначаємо як
I S
Л Л , ( 5 3 U .4)
н
I 762,4
Л(ГПП ТП3) 44,1 А .
3 10
Згідно отриманих розрахункових даних, для живлення трансформаторної
підстанції ТП-3, приймаємо трижильний алюмінієвий силовий кабель в
свинцевій оболонці типу АСБГ (3×25), Іном.каб=90 А.
Виконаємо перевірку кабелю на допустимий струм в після аварійному
режимі роботи за співвідношенням [2]
2 Iл Iдоп К1K2 К3 ;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря в середовищі яких прокладено кабель;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно;
К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних
умовах.
2 44,1 90 1,04 0,87 1,25 101,7
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом:
U 3 Іл L(r0 cos x0 sin);
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ та sinφ – визначаємо згідно виразів:
cos P
м10 ,
Sл.і
cos 645,5
0,84 .
762,4
звідсти
sin 1 cos2 ,
sin 1 0,842 0,54
U 3 44,1 0,13 (1,54 0,84 0,072 0,54) 13,2 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 5.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка кабелю S , кВА Lкл, IЛ, Iдоп,
Л м А А Прийнята F, мм2
ГПП -ТП1 1748,6 150 101,1 205 АСБГ(3×95)
ГПП -ТП2 796,3 180 46 90 АСБГ(3×25)
ГПП -ТП3 762,4 130 44,1 90 АСБГ(3×25)
ГПП -ТП4 1592,7 130 92,1 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП5 1677,3 90 97 205 АСБГ(3×95)
ГПП -ТП6 665, 9 290 38,5 75 АСБГ(3×16)
ГПП -ТП7 419,7 280 24,3 75 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 900 6 52 115 АСБГ(3×35)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП
є виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ [1] , є прийнята схема електропостачання та величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова схема мережі і схема
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з 110 кВ
Хс
K1
Хпл
ТР Rпл
К1
Хтр К2
K2
Л1 K3 Л2 K4 Л3 K5
Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-1 ТП-3 ТП-4
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку
струмів к.з у високовольтній мережі
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях [18 -20] при цьому всі
о пори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
За базисні умови приймаємо згідно [9]:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
I S
б
б , (6.1)
3 Uб
I 100
б1 0,5 кА,
3 115
I 100
б 2 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
Х S
с
б , (6.2)
Sк.з.
Х 100
с 0,037 .
2700
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r0л l б
л , ( 6.3)
U2
б1
Rпл 0,38 150 100
2 0,43;
115
S
X x l б
пл 0л л 2 , (6.4)
Uб1
Хпл 0,06 150 100
2 0,068.
115
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,. ( 6 .5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора [8], %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Х 10,5 100
тр 1,66.
100 6,3
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х2
сум(К1) R2
сум(К1)
І 0,5
кз(К1) 1,13 кА.
0,1052 0,4312
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,037 0,068 0,105;
Rсум(К1) Rпл ,
Rсум(К1) 0,431
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
іуд(К1) 2 Ікз(К1) куд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
R
3,14( сум(К1)
)
куд(К1) 1 Х
е сум(К1) ,
3,14(0,431
)
куд(К1) 1 2,718 0,105 1,18.
іуд(К1) 2 1,13 1,18 1,86 кА .
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х2 R2
сум(К2) сум(К2)
І 5,5
кз(К2) 3,02кА
1,7722 0,4312
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,037 0,068 1,66 1,772 ;
Rсум(К2) Rпл ,
Rсум(К2) 0,431
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
іуд(К2) 2 3,02 1,01 4,27 кА,
R
3,14( сум(К2) )
к Х
1 е сум(К2)
уд(К2) ,
3,14( 0431
)
к 1 2,718 1,772
уд(К2) 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х2 2
сум(К3) Rсум(К3)
І 5,5
кз(К3) 2,73 кА.
1,8362 0,8362
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1,
Хсум(К3) 0,037 0,068 1,66 0,064 1,836 ;
Rсум(К3) Rпл Rл1 ,
Rсум(К3) 0,431 0,405 0,836
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
іуд(К3) 2 2,73 1,02 3,89 кА.
R
3,14( сум(К3)
)
к Хсум(К3)
уд(К3) 1 е ,
3,14(0,836 )
к 1 2,718 1,836
уд(К3) 1,02.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х2 2
сум(К4) Rсум(К4)
І 5,5
кз(К4) 2,04 кА.
1,8442 1,9712
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,037 0,068 1,66 0,072 1,844 ;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
Rсум(К4) 0,4311,54 1,971
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
іуд(К4) 2 2,04 1,05 2,99 кА.
R
3,14( сум(К4) )
к 1 е Х
сум(К4)
уд(К4) ,
3,14(1,971
)
к 1 2,718 1,844
уд(К4) 1,05
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х2 2
сум(К5) Rсум(К5)
І 5,5
кз(К5) 2,64 кА
1,8372 0,982
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,037 0,068 1,66 0,065 1,837 ;
Rсум(К5) Rпл Rл3 ,
Rсум(К5) 0,431 0,549 0,98
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ;
іуд(К5) 2 2,64 1,02 3,78 кА
R
3,14( сум(К5)
)
к 1 е Хсум(К5)
уд(К5) ,
3,14( 0,98 )
к 1,837
уд(К5) 1 2,718 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,105 0,431 0,44 1,13 1,86
К2 1,772 0,431 1,82 3,02 4,27
К3 1,836 0,836 2,02 2,73 3,89
К4 1,844 1,971 2,7 2,04 2,99
К5 1,837 0,980 2,08 2,64 3,78
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.[ 18, 19, 20].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,068 0,24
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм к.з.
S1к k S3к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з., від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1к 1,5 2700 4050 кВА.
Струм однофазного к.з., на шинах підстанції визначаємо виразом
1
I1 S
kc
к ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
I1 4050
kc 21,3 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I1кc 3 1
;
Iб xc1 xc2 xco
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со І(1) хс1 хс2 ,
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
х 3 1 5,5
со 0,037 0,037 0,7
21,3
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о
х (1 0,24) (1,66 1,66)
0 0,7
(1 0,24) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
ІkA1
б ;
хрез1 хрез2 хо
хрез1 хрез2 хс1 хл1;
хрез1 0,037 0,037 0,105
І(1) 3 1 5,5
kА1 17,5 кА
0,105 0,105 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділи приводяться дані, які стосуються конструкції та
особливості компоновки як самої комплектної трансформаторної
підстанції (КТП), так і розподільчих установок високої і низької напруги.
Вказується область застосування КТП, основні вимоги до місць
встановлення, характеристика ізоляції, категорії розміщення тощо [ 1].
Приводяться основні параметри і характеристики КТП. Вказується
склад підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл.
Матеріали можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або
іншими кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розгалуження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох
трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві
частини: високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів виконується від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі
з заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму
і вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою
роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої мережі
підприємства і розмноження виводів для окремих груп спожива чів.
ГПП бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів виконується від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими з
регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові 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.
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).
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.
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом і
має першу категорію надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ (глава 4.2),
ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ, і напругою
низьк ої сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7.2 Вибір високовольтних апарат ів РУВН
Вибір силової апаратури мережі живлення
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів к.з.
Результати вибору згідно [ 15, 16, 19] заносимо до розрахункових таблиц ь
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,8 А Iн=2500 А
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =1,13 А Iвідкл. =40 кА
В І2
к t tф 1,862 0,035 0,121 В 2
к Іm tm 1022 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів к.з;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=40,8 А Iн=1000 А
іуд =1,86 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =1,13 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
До силової апаратури розподільчої мережі ми віднесемо ввідні та
секційний вимикачі [ 2 , 1 5 , 1 6 , 1 9 ] .
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=427,2 А Iн=1000 А
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t tф 4,272 0,12 2,18 Вк Іm tm 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
max(ввід) ,
3 10,5
І 7760,5
max(ввід) 427,2 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=213,6 А Iн=630 А
іуд =4,27 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,02 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t tф 4,272 0,12 2,18 Вк І2
m tm 522 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,5 S
І розр
max(секційний) ,
3 10,5
І 0,57760,5
max(секційний) 213,6 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформатора струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні (таблиця 1.12) [ 1 , 2 , 1 5 , 1 6 , 1 9 ] .
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до трансформатора
струму марки ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=427,2 А Iн=500 А
іуд =4,27 кА ід= 70 кА
Вк І2
t tф 4,32 0,12 2,21 В І2
к t tт.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
r прил
прил ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА .
r 7
прил 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S2 Н I2
2 Н (rприл rк )
rпров 2 ,
I2 Н
2
r 15 5 (0,28 0,1)
пров 2 0,22.
5
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l ρ
F p
пров . ,
rпров.
F 25 0,02
пров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформатора напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6 .
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що Потужність, що
cosφ
Прилад Тип споживається Кількість споживається
котушкою, Вт котушок tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ-7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Так як номінальна потужність трансформатора напруги 10 кВ в класі точності
0,5 S2H 120 (ВА) більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги буде
працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ розділ 1.4.16 – 1.4.18, визначаємо за
виразом
It t
F ф
min ,
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з, А;
tt=∞ = іуд.і– ударний струм к.з (табл.1.7), що діє на вибраний нами відрізок
лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с
2 [2].
мм
F 2990 0,2
min 15,8 мм.
83
Фіктивний термін дії к.з, можна визначити по виразу
tф=tзах+tвідкл,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
Tф=0,08+0,12=0,2
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП3), що має переріз
F=25 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проекті.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальні струми та напруги. Суттєве значення має мікроклімат
виробничих приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл.1.1 ПУЕ
[1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за
конструкцією провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані голими
проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями
і ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т. ін.
На промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене
застосування: для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в
якості мереж зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного
призначення та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або
змішаною схемами. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування [ 1 , 7 ] .
Магістральні схеми широко використовують в приміщеннях з
нормальним середовищем із рівномірним розподілом технологічного
обладнання. При цьому нерідко трансформатор цехової підстанції не має
розподільчого щита на низькій стороні і магістральна мережа виконується
за схемою блоку «трансформатор-магістраль» (рисунок 8.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.1 – Магістральна схема цехової електричної мережі:
1 – магістральний шинопровід; 2 –розподільчий шино провід;
3 – електроприймачі
Магістральну мережу, як правило, виконують з використанням
шинопроводів. Мережі, що виконані подібним методом, по гнучкості та
універсальності є найбільш досконалими.
В якості магістральних шино проводів використовується
комплектний шино провід типу ШМА в якості розподільчого – ШРА.
У цехах з декілька ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі, як правило, живляться від декількох підстанцій та
секціонують нормально відключеними автоматичними вимикачами
(рисунок 8.2).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любим
середовищем. Від ТП відходять лінії, що живлять безпосередньо потужні
ЕП або розподільчі пункти (РП) і силові шафи, від яких окремими лініями
живляться менш потужні електроприймачі (рисунок 8.3 ).
Рисунок 8.3 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Недоліком радіальних схем є більша вартість порівняно з
магістральними внаслідок більшої кількості ліній до ЕП, збільшення
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
загальної довжини цехової мережі, і, як наслідок, збільшення застосування
більшої кількості кольорового металу та комутаційно-захисних апаратів.
Розподільчі пункти зазвичай живляться від цехової ТП кабелями, марка і
спосіб прокладки яких визначається характером середовища в приміщенні.
Переваги радіальної схеми живле ння порівняно з магістральною
полягає в більш високої надійності електропостачання і зручності
експлуатації. При коротких замиканнях припиняють роботу один або
декілька ЕП, підключених до ушкодженої лінії; решта продовжують
роботу.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх
виконання здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології
виробництва, умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та
пожежної безпеки згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження
та її розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми
та конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні
на збірних шинах ТП що малоймовірне внаслідок достатньо надійної
конструкції шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що
споживається, витрачається на електричне освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості
продукції, знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та
випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з
світлотехнічної та електричної частин [8, 9].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш
доцільні висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають
якісні характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної
установки, вибір раціонального перетину і марки проводу, способу
прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його
аналіз, необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення.
На другому етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою котрих є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в
залежності від розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні
освітленості, якісні показники освітлювальних установок, до яких
відносяться показник засліпленості (дискомфорту), пульсації освітленості,
кольоропередача, нерівномірність розподілу освітленості [9].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності
вибору системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
розміщенням світильників під стелею освітлюваного приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо в
виробничих приміщеннях технологічне устаткування розміщене
рівномірно по всій площі з однаковими умовами зорової роботи і
необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в приміщеннях є
робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для створення
на них необхідної освітленості світильники розміщують локалізовано,
залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо),
у приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на
окремих дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких
виконуються роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів
освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має
становити 10 % від нормованої для комбінованого освітлення.
Використання в приміщеннях тільки місцевого освітлення нормами
заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють
на робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення технологічного процесу, а також порушення роботи
відповідних об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости,
електрощитові і т. ін.). Це освітлення називають аварійним освітленням
для продовження роботи, воно має створювати на робочих місцях 5 %
нормованого робочого освітлення при системі загального освітлення, але
не менш як 2 лк.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.2.2 Розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку
Розраховуємо освітлення цеху з виготовлення металоконструкцій
методом світлового потоку.Виходячи із розряду з орової праці, згідно ПУЕ
(розділ 6.1.1 – 6.1.11), по нормам освітленості [9] визначаємо освітленість
системи загального освітлення цеху Ен 200 лк.
kз Еmin S zФ ,
N
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [8];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, Вт.;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [8] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв е h,
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
N A B
,
L2
в
N 54 54
2 89,7 90 шт.
5,8
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [9], в залежності від прийнятого типу світильника , коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
і А В
;
h(А В)
і 54 54
4,7.
5,8 (54 54)
де h – висота підвісу світильника, м.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ф 1,6 200 2916 1,1
17022 лм.
90 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ЛСО-04 з чотирма лампами типу ЛБ-65, Рл=0,065 кВт, та має
світловий потік Фл=4300 лм. Загальний світловий потік від одного світильника
буде становити Фсв=17200 лм.
Виконаємо перевірку правильності вибору джерела освітлення цеху, в
найбільш характерній точці, за точковим методом по кривим просторовим
ізолюкс, згідно виразу: n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 kз
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
μ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, μ=1,1-1,2;
n
ei - сума освітленості від світильників, лк;
i1
Е 17200 1,1 200
236,5 лк.
1000 1,6
Прийнятий нами світильник повністю відповідає умовам вибору, так як
отримане значення світлового потоку, в результаті перевірки, не менше
отриманого значення вибору світлового потоку світильника.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. А рк. № докум. Підпис Дата
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж [1, 2, 8, 9].
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не
вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В
змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента,
використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у
тому числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не
менше ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою
застосовуваної напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги
до 220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються
складовою частиною аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного
джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною
небезпекою (але не особливо небезпечних).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127 – 220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих,
жарких і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається
тільки в арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих
умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
– необхідний рівень надійності живлення;
– регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела
живлення;
– простоту і зручність експлуатації;
– економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується
для силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг
380/220 або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за
умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками
освітлення. Групові лінії служать для приєднання світильників до
групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати
захисту на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних
апаратів на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком
ліній, що живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і
більше і газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку
струм захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової
мережі не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути
однофазними (1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим
проводом (2ф + N), трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними
(3ф + N). Останній вид лінії використовується найбільш часто, тому що
дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу, забезпечити
рівномірне навантаження фаз, знизити коефіцієнт пульсації при живленні
світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.5). Радіальні схеми
використовуються при високих навантаженнях групових щитків (порядку
100–200 А) і забезпечують більш високу надійність живлення.
Магістральні схеми дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і
апаратуру на розподільних пунктах, однак мають меншу надійність
живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення через їхню
гнучкість.
Рисунок 8.5 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.6). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачати можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної
перемички.
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.7) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних
установок живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При
аварійному відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
резерву (АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних
установок від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення
живиться перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по
відношенню до трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.6 – Схема живлення освітлювальної установки
від однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.7 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання
розрахункова потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де к – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних
дод
ламп зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого
освітлення в живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос 0,95 1,25 90 (4 0,065) 27,8кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.8.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Рисунок 8.8 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 90 розподілена на 5
групові щитки робочого освітлення рівномірно по 18 штук. Світильники
кожного групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі
за припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при
цьому кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його
конструкції і роду прокладки відповідає допустимий нормований струм
( Ідоп , А). У такий спосіб у практичних розрахунках користаються готовими
таблицями довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ
і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25 С та 15 С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця
коефіцієнтів перерахування, що приведена в ПУЕ [ 1].
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за
допустимим струмом навантаження є
І І , (8.8)
доп роз
де І – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
роз
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
I pоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Pроз 103
I pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P 3 3
роз 10 Pроз 10
I pоз ,
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф ,U л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ;
без конденсаторів – cos 0,57 .
P 3
роз 10 27,8 103
I pоз 44,5A
3 U л cos 3 0,38 0,95
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, що відповідає розрахунковому
струму I pоз 44,5А обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ (3х10)+(1х6) з допустимим струмом 65 А.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Рисунок 8.9 – Схеми підключення світильників
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості
на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби,
останнє особливо важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109–97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків,
а також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками,
– не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
10 % Uном , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша
напруга в ламп не повинна перевищувати 105 % U [ 1, 2, 13].
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою
88 % Uном .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи
складає
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Uм Uхх Uтр Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
хх
номінальну);
U – втрата напруги в трансформаторі;
тр
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
U ,
тр Ua cos U p sin
де Ua ,U p – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора Uкз , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення
розрахункового навантаження трансформатора до його номінальної
потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз
a ;
Sном.тр
U U 2 U 2
p кз a ,
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Ркз ,
Uкз вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без
урахування індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги,
обраної системи мережі і матеріалу провідника ;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм .
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга
провідників
мережі, Система мережі і роду струму
мідних алюміні
В
євих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або
220 12,8 7,7
постійного струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності. Так для схем,
приведених нижче, моменти будуть мати значення
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 23 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 27,8 23159,9 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.9) – від шин РУНН підстанції до найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Pроз ос
де P2 ,
4
27,8
P2 7 кВт.
4
L = 50 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
0
L = 25 м – довжина магістралі,
Pроз ос
P2 ;
90
27,8
P 0,309 кВт.
2
90
Таким чином
М2 7 50 0,309(5012,5) 369,3 кВт∙м.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці
освітлювальної мережі (%) визначається виразом
M
U .
C F
Для першої ділянки:
159,9
U1 0,6 %.
46 6
Для другої ділянки:
369,3
U 1,3 %
2
46 6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не
нижче 97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів,
проводів, шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на
напругу до 1 кВ [ 1 , 2 ] .
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Uном , результати
розрахунку навантаження цеху (п. 2).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до
струмів короткого замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
- мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за
числа годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000
– 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ,
також освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих
і закритих розподільчих установок всіх напруг ;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном
служби 3–5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
- вибір по умовам теплового нагріву;
- по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
- термічну стійкість до струмів короткого замикання;
- втрати напруги;
- механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму, від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження, від температури умов оточуючого середовища, характеру
приміщення і типу ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати
марку провідника, визначитися з умовами його прокладання, а потім
виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу I pоз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови:
нагрів провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість
до струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів
в цілому за співвідношенням
P
Ipоз = ном ,
3 UН cosφ
де Р – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
ном
U = 0,38 кВ.
Н
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз К ,
У. П ІН. ДОП Л
де І – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Н. ДОП. Л
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І Н. ДОП. Л Іm a x = 1,25 І ,
Р
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і
гнучких струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких
істотно відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН,
застосовуємо коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на
шинах 0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість
споживачів, що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм
не перебільшує І роз, РП .
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів
системи електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки
цехової мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і
значенням максимального пускового або пікового струму вибирається
переріз провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених
перевантажень мережі і коротких замикань [ 1 , 2 ] .
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів
захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту,
тому вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів
виконується спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку
зі спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори
по - різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих
ЕП, освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного
конкретного випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших
нормативних документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних,
а й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму,
найбільший з середніх півгодинних струмів даного елемента мережі [ 1 , 2 ] .
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить
від відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний,
тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних
перевантажень стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та
кінцевих муфт й окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина
нагрівання їх електричним струмом у нормальному, форсованому та
аварійному режимах. Якщо температура нагрівання перевищить
допустиму, то залежно від величини перевищення й тривалості часу,
елемент може бути пошкоджений, що спричинить порушення нормальної
роботи системи, а в гіршому випадку (загоряння ізоляції) може привести
до пожежі. Тому для всіх видів провідників та умов їх застосування
головним у виборі перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
теплового впливу: максимально допустимою температурою та тепловим
зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника
максимальної температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий
період. При різких піках навантаження більшу небезпеку становить
можливість перевищення максимально допустимої температури. Якщо
графік навантаження рівномірний, більшу вагу має складова теплового
зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати
мережу від перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього
середовища, характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все
необхідно вибрати марку провідника, визначитися з умовами його
прокладки і потім виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при
якому провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює
максимальній тривало допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до
гранично допустимої температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз ,
обчислене за формулою
Pроз
Ipоз =
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ
«Тривало допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана
умова
Imax Ipоз Iдоп ,
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Таблиця 8.3 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
Назва споживача Iр, Iмакс., Iдоп.кабелю,
А А А Марка
1 2 3 4 5
Верстат повздовжньої різки 34,2 42,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Верстат поперечної р ізки 41,8 52,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Відрізний верста т 14,9 18,6 19 АВВГ(4×2,5)
Профілегинний верста т 43,7 54,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Багатопозиційний сверд лильний верстат 20,4 25,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вальцювальний верстат 14 17,4 19 АВВГ(4×2,5)
Фарбувальна камера 80,2 100,3 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Прес 23,5 29,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Точковий зварювальний верстат 63,1 78,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Фрезерний верстат широкоуніверса л 29,5 36,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Подаючий верстат 14,3 17,9 19 АВВГ(4×2,5)
Компресор 57,9 72,4 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Насос охолоджувальної рідини 23 28,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос пожежогосподарчий 32,2 40,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вентилятор витяжний 10,5 13,1 19 АВВГ(4×2,5)
Прокатний верстат 60 75 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Тельфер 20,9 26,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний маніпулятор 52,8 66 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Обертовий маніпулятор 31 38,7 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вирубний прес 29,9 37,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Свердлильний верстат 14,8 18,5 19 АВВГ(4×2,5)
Розточний верстат 11,6 14,5 19 АВВГ(4×2,5)
Заточний верстат 11,3 14,2 19 АВВГ(4×2,5)
Розмотуючий верстат 11,1 13,8 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат токарний 13,6 17 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат гумового лиття 14,7 18,4 19 АВВГ(4×2,5)
Термопласти автомат 55,5 69,3 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор приточний 28,5 35,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Щиток освітлення ЩО 44,5 55,6 65 АВВГ(3×10)+(1×6 )
Розподільчий пункт РП-1 184,2 230,2 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 52,5 65,6 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-3 255 318,7 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-4 221,6 277 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-5 287,6 359,5 400 2АВВГ(3×70)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-6 174 ,3 217 ,8 24 0 АВВГ(3×95 )+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 83,8 104,7 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-8 179,9 224,8 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Конденсаторна установка 91,1 113,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від 5 до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і
зовнішнього освітлення 5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що
величина крутного моменту асинхронних електродвигунів пропорційна
квадрату підведеної напруги і його зменшення може не забезпечити пуск
механізмів, в мережах освітлення зниження напруги призводить до різкого
зменшення світлового потоку [ 1 , 2 ] .
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин
ГПП або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП
або найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних
навантажень (визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів,
якою можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
δU = ΔUЦЖ(%) + ΔUТ(%) - ΔU(%) , ( 8.11)
де ΔUЦЖ(%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ(%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути
не більше встановлених ГОСТ 13109 та ДСТУ EN 50160. [13, 14].
Співвідношення (8.36) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче КU U , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 КU U% , (8.12)
де ΔUТ, ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.5),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно ГОСТ 13109
або ДСТУ EN 50160. [ 13, 14].
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції
до віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що
живить споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю
від шин ТП до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть
більше реальних, але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати
норму, реальні відхилення тим більше будуть задовольнять нормі.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U =ΔUЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin . (8.13)
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі
S
ΔU = max
Т (Uа cosφ + Uр sinφ) , (8.14)
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
Uа = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U 2
р UКЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного
трансформатора, значення Smax як правило, лежить в
1
діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка
створюються цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT
регулюється зміною кількості числа витків трансформатору, тобто зміною
коефіцієнта трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 . (8.15)
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.4.
Таблиця 8.4 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Оскільки серед електроприймачів заводу відсут ні споживачі, що значно
впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову мережу
на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуємо для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
U E 1 m Uтр Uм U
сп 5,
i1
де Еm – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [6]:
U1 15 5,22 13,2 5 8,42 5% Uн 525 В
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом:
U S
м
тр (Ua cos Up sin),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
Uа- активна складова напруги к.з трансформатора, %;
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
100 P
Ua
кз ,
Sн.тр
U a
1 0 0 8 , 5 1,34 % )
630
Uр- реактивна складова напруги к.з трансформатора, %:
Up U2
кз U2
a ,
U p 5,52 1,342 5,5 %.
U 9 5 8 , тр 3 (1,34 0,95 5,5 0,31) 5,22
630
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги:
U2 Em кз (Uтр Uм ) Ucп 5%
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В:
U2 15 0,3 (5,22 13,2) 5 14,4 5% Uн 525 В
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики
низьковольтних комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф
та інш.) [1, 2].
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму,
пристроїв керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з
усіма внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих
на єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб
з врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ
необхідно здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність
робочій напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі,
заданому класу точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами
роботи в разі короткого замикання з урахуванням термічних і
електродинамічних впливів, комутаційної спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного
струму І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП
визначається за виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.16)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним
струмом автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які
захищають приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу,
номінальний струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне
виконання та особливості застосування.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Розподільчі пункти живляться від загально цехового ввідного РП
загально цехового ввідного розподільчого пункту, що отримує живлення від
силового понижувального трансформатора, цехової ТП.
Для визначення номіналу та типу силової (0,4 кВ) розподільчої апаратури
спочатку визначимо струм, що буде проходити на затискачах вторинної
обмотки силового трансформатора за виразом
S
І н.тр кз
р ;
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції (таблиця 1.4),%.
І 1260 0,54
р 1034 А.
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥І .
н.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
1600 ≥1260 1250>1,1. 1034=1137,4 А
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА88-43, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 А.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач серії ВА88-40, що також встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 A.
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір.св
800 ≥630 630>1,1. 547,4=602,14
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом
0,5 S
І ном
р.св ;
3 Uн
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА;
І 0 , 5 7 1 9 , 7р 547,4 А .
3 0,38
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
І .
д.д>Ір кз
1250>1034.1
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-4; Ід.д=1250 А; Uн =0,4 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [20]. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів,
уставок релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ [ 1].
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ
Розр ахунок виконуємо, згідно ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), враховуючи усі
активні і реактивні опори мереж, включаючи опори трансформаторів струму,
автомати чних вимикачів, перехідних опорів контактних з`єднань. [1, 18, 20].
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з,
приведен а на рисунку 8.11 .
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.11 – Електрична схема і схема заміщення частини мережі 0,4 кВ
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з. ,
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
Для визначення трьохфазного струму к.з. в першій контрольній точці
(К1), спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку
1.4.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за
виразом :
3
r Р
к.з 10
тр 2 ,
3 Ін.тр
де ΔРкз – потужність к.з. трансформатора , кВт;
r 5,5 103
тр 0,002 Ом.
3 958,3
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора:
S
І н.тр
н.тр 103 ,
3 Uн
І 630
н.тр 103 958,3 А.
3 380
Повний опір дорівнює:
Uк.з. U
2
н 103
zтр ,
100 Sн.тр
4,5 3802 103
zтр 0,01031 Ом.
100 630
Індуктивна складова опору трансформатора хтр:
х 2 2
тр zтр rтр ,
хтр 0,010312 0,0022 0,0101 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1:
2
Z(К1) rтр rав rтс rш rпр хтр хав хтс хш 2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,002 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,01 Ом.
0,0101 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом:
І(3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х. вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з.;
І(3) 399
к.з.(К1) 29,3 кА.
3 0,01
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу:
Z(К2) 2
r(К1) rш rав rл rав rпр х(К1) хш хав хл хав 2
, (1.109)
0,00227 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
2
Z(К2) 0,0123Ом
0,010233 0,00013 0,00025 0,0000306 0,000652
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
3
виразами: r lл 10
л ,
F
де lл – довжина кабельної лінії, км;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
r 0,005 1000
л 0,0223 Ом..
32 70
хл lл х0 ,
хл 0,005 0,0000057 0,00000029 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом:
І(3) U
0 , І ( 3 ) 399
18,7 кА.
к.з.(К2) 3 Z к.з.(2)
(К2) 3 0,0123
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму
однофазного короткого замикання показує, що величина цього стуму
головним чином залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як
нами обрано у якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію
КТП, все обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі
встановленими у них автоматами, шинами і другими елементами –
розраховано на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам
стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної
потужності. Таким чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє
задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії струмів КЗ, у тому
числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає необхідність у
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на
стійкість [1, 2 ] .
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за
струмом режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або само запуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі,
такий захист повинен забезпечувати по можливості найменший час
вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово–побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо
за умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ [1].
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях
приєднання до живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та
вимірювання, вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020–95, виконані стандарті DIN, мають одно–, дво–,
три– і чотириполюсне виконання [2 1].
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов
експлуатації, експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам
до дистанційного керування та індикації і т. д. У цілому при такому виборі
слід, в першу чергу, користуватися технічною документацією на конкретні
апарати. При виборі уставок струму автоматичних вимикачів необхідно
враховувати різницю в характеристиках і погрішності у роботі
розчиплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких
слід притримуватися при виконанні дипломного проекту :
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає
по елементу, що захищається:
I ; (8.17)
ном. роз. I роз
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок
сповільненого спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід
обирати по умові:
Iном. роз (1,11,3)I роз (8.18)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном. роз.е (1,251,35)iп (8.19)
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де і – пікове навантаження.
п
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови
І ;
Н В. А. ІРОЗ
ІН Т. Р. 1,1 І ;
р
ІН Е.Р. 1,25 ІП ,
де І – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Н А. В.
ІРОЗ – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від
його виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Ір .
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ГОСТ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30 [22].
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення: ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Т аблиця 8.5 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
.
Найменування обладнання Ір, 1,1 Ір Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Верстат повздовжньої різки 34,2 37,6 ВА47-29 63 40 500
Верстат поперечної р ізки 41,8 46 ВА47-29 63 50 500
Відрізний верста т 14,9 16,3 ВА47-29 63 20 500
Профілегинний верста т 43,7 48,1 ВА47-29 63 50 500
Багатопозиційний сверд лильний верстат 20,4 22,4 ВА47-29 63 25 500
Вальцювальний верстат 14 15,4 ВА47-29 63 16 500
Фарбувальна камера 80,2 88,3 ВА47-100 100 100 1000
Прес 23,5 25,9 ВА47-29 63 32 500
Точковий зварювальний верстат 63,1 69,4 ВА47-100 100 80 1000
Фрезерний верстат широкоуніверса л 29,5 32,5 ВА47-29 63 40 500
Подаючий верстат 14,3 15,8 ВА47-29 63 16 500
Компресор 57,9 63,7 ВА47-100 100 80 100
Насос охолоджувальної рідини 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Насос пожежогосподарчий 32,2 35,5 ВА47-29 63 40 500
Вентилятор витяжний 10,5 11,5 ВА47-29 63 13 2500
Прокатний верстат 60 66 ВА47-100 100 80 1000
Тельфер 20,9 23 ВА47-29 63 25 500
Зварювальний маніпулятор 52,8 58,1 ВА47-29 63 63 500
Обертовий маніпулятор 31 34,1 ВА47-29 63 40 500
Вирубний прес 29,9 32,9 ВА47-29 63 40 500
Свердлильний верстат 14,8 16,3 ВА47-29 63 20 500
Розточний верстат 11,6 12,7 ВА47-29 63 13 500
Заточний верстат 11,3 12,5 ВА47-29 63 13 500
Розмотуючий верстат 11,1 12,2 ВА47-29 63 13 500
Верстат токарний 13,6 14,9 ВА47-29 63 16 500
Верстат гумового лиття 14,7 16,2 ВА47-29 63 20 500
Термопласти автомат 55,5 61 ВА47-29 63 63 500
Вентилятор приточний 28,5 31,4 ВА47-29 63 32 500
Щиток освітлення ЩО 44,5 49 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 184,2 202,6 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 52,5 57,8 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-3 255 280,5 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 221,6 243,8 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-5 287,6 316,4 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-6 174,3 191,7 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-7 83,8 92,2 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-8 179,9 197,9 ВА88-35 250 200 2500
Конденсаторна установка 91,1 100 ВА47-100 100 100 1000
Вибрані, згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання [1].
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
представлено на сьомому листі графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряємо на захищеність згідно умови [ 1 ] :
К І К І ,
сх доп зах зах
де К – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
сх
І – тривалий допустимий струм провідника, А;
доп
К – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
зах
електромагнітного розчиплювачів;
І – струм спрацювання апарату захисту, А.
зах
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір 11,6 А , І 19А,
ДОП
І = 13 А.
ЗАХ
119 А 113 А .
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на
його термічну стійкість до струмів КЗ [ 1, 2].
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний
час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної
tпр(п) і аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f / / (рисунок 8.4), де / / I/ /
прп / I .
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в
залежності від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється
за формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги живлення
споживачів.
Хід розрахунків залежить від схеми електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах
найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном .
В режимі максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої
допустимої границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не
повинна перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення
напруги згідно ГОСТ 13109 [ 1, 2, 13].
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрати напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарні втрати напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги.
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;
100 P
U КЗ
a – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр U2 2
КЗ Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 Eт кзаван UТ Uм Uсп 5%,
де кзаван 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних
навантажень;
5 % – припустиме усталене підвищення напруги.
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули
S
ΔU = М
Т (UА cosφ + UР sinφ) ,
SН. Т
де SМ – максимальне навантаження одного трансформатора,
SН . Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
U КЗ
А = 100% – активна складова напруги КЗ,
SН. Т
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
UР U 2 2
КЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 7600 Вт,
1
UКЗ 5,5 %, SН . Т 630кВ∙А, SМ SТП 408,5 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
7600
UА = 100% 1,2% ; UР = (5,5)2 (1,2)2 5,37% .
630000
Втрати напруги ΔU на цеховому трансформаторі складуть:
Т
408,5
ΔUТ = 1,2 0,9 5,37 0,433 2,58% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення прийме вид
100% + 5% – 2,58% – 1,11% = 101,31 % ≥ 95 %.
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись,
що можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо [1, 2].
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Повністю
закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю
закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.12 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.12 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань
обираємо комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПР Рівненського
заводу високовольтної апаратури (РЗВА) [23].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПР–630/10/0,4–04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу МРЗС05.
Склад підстанції 2КТПР–630/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо однорядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.13 приведено загальний вид шаф КТП.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
Огляд і дефекація……………………………………………… 8
874±4
325 16
Ô "À" 1
À
Ô "Â"
14
Â
Ô "Ñ" 13
Á 2
12
11 3
Ðó÷êà
17 10 ïåðåìåùåíèÿ
Âêàò
9 Âûêàò
4
15 5
6
8
7
750 1200
Рисунок 8.13 – Загальний вид шаф КТП: А – релейний відсік, Б – відсік
висувного елементу і трансформаторів струму, В – відсік збірних шин, 1 –
каркас, 2 – висувний елемент, 3 – заземлювач, 4 – контакт, 5 – розділка
кабельна, 6 – обмежувач перенапруги, 7 – трансформатор нульової
послідовності, 8 – шина заземлення магістральна, 9 – трансформатор
струму, 10 – втулка, 11 – механізм шторний, 12 – шини збірні, 13 –
ізолятор, 14 – відпайки збірних шин, 15 – трансформатор напруги, 16 –
клапани, 17 – двері.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори
серії ТМГ (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
22445500
22330000
115500
225500
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено
на рисунку 8.13.
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПР–
630/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
СИСТЕМИ ЗАСОБІВ І ЗАХОДІВ БЕЗПЕКИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ
ЕЛЕКТРОУСТАНОВОК
Застосовувані в електроустановках захисні заходи умовно можна
поділити на дві групи: ті, які забезпечують безпеку при нормальному режимі
роботи електроустановок та ті, які забезпечують безпеку при аварійному
режимі роботи.
9.1 Технічні засоби безпечної експлуатації електроустановок за
нормальних режимів роботи
Електрична ізоляція - це шар діелектрика або конструкція, виконана з
діелектрика, яким покривається поверхня трковедущих частин, або якими
струмопровідні частини відокремлюються один від одного. Стан ізоляції
характеризується її електричною міцністю, діелектричними втратами та
електричним опором. Ізоляція запобігає протіканню через неї струмів
завдяки великому опору.
З метою забезпечення надійної роботи ізоляції здійснюються
профілактичні заходи. Насамперед слід виключити механічні пошкодження,
зволоження, хімічний вплив, запиленість. Але навіть за нормальних умов
ізоляція постійно втрачає свої первісні властивості, старіє. З часом
виникають місцеві дефекти, у зв'язку з чим опір ізоляції починає різко
знижуватись, а струм втрат – зростатиме. У місці дефекту з'являються
часткові розряди, ізоляція вигорає. Відбувається так званий пробою ізоляції,
внаслідок чого виникає коротке замикання, яке може призвести до пожежі
або ураження струмом. З метою запобігання цьому здійснюється
періодичний та безперервний контроль ізоляції. Періодичний контроль
ізоляції передбачає вимірювання активного опору ізоляції у встановлені
правилами терміни (1 раз на 3 роки), а також при виявленні дефектів. Вимір
опору ізоляції здійснюється на відключеній електроустановці за допомогою
мегомметра.
Встановлено норми опору ізоляції різних електроустановок.
Наприклад, опір ізоляції силових та освітлювальних електропроводів має
бути не менше 0,5 МОм. Діючим захисним засобом є використання подвійної
ізоляції. І тут, крім робочої основної ізоляції, застосовується додаткова
ізоляція. Вона призначена для захисту від ураження струмом у разі
пошкодження ізоляції. Захисна подвійна ізоляція може забезпечити безпеку
під час експлуатації будь-якої електроустановки. Прикладом може бути
електричний дриль із пластмасовим корпусом. Область застосування
подвійної ізоляції – електроустановки невеликої потужності. При
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
пошкодженні робочої ізоляції перехід напруги на корпус та потрапляння
людей під напругу неможливі. Однак подвійна ізоляція не виключає
небезпеки ураження при дотику до струмоведучих частин внаслідок
часткового пошкодження корпусу або ремонту. З подвійною ізоляцією
виготовляють апаратуру електропроводок (розподільні коробки, вимикачі,
розетки, виделки, патрони ламп розжарювання), переносні світильники,
електровимірювальні прилади, електрифіковані ручні інструменти та деякі
побутові прилади.
Дотик до струмоведучих частин завжди небезпечний, навіть у мережі
напругою до 1000 В з ізольованою нейтраллю, з гарною ізоляцією і малою
ємністю, не кажучи вже про мережі із заземленою нейтраллю і мережі з
напругою більше 1000 В. В останньому випадку небезпечно. В
електроустановках напругою до 1000 застосування ізольованих проводів
забезпечує достатній захист від ураження при дотику до них. Однак
ізольована проводка, яка знаходиться під напругою понад 1000 В, не менш
небезпечна, ніж оголена. У цих випадках одним із засобів забезпечення
безпеки є стаціонарні огороджувальні пристрої. Вони поділяються на
суцільні та сітчасті. Суцільні огорожі у вигляді кожухів та кришок
застосовуються в електроустановках напругою до 1000 В. Сітчасті
огородження мають двері, що закриваються на замок. До огороджувальних
пристроїв відносять також тимчасові переносні огородження (щити,
ізолюючі накладки, ковпаки, що ізолюють). Огородження обладнуються
кришками або дверима, які закриваються на замок або мають блокування.
Блокуванням називається автоматичний пристрій, за допомогою
якого запобігають неправильним, небезпечним для людини діям. Робочими
елементами блокування можуть бути механічні пристрої, клямки, фігурні
вирізи (механічне блокування), блок-контакти, що впливають на розрив
електричного ланцюга (електричне блокування), а також електромагнітні
блокування.
Електричне блокування дозволяє відключати напругу при
відкриванні дверей огорож, дверей корпусів та кожухів або при знятті
кришок. При електричному блокуванні блокувальні контакти, зблоковані з
дверима або кришкою, при відкриванні дверей або зніманні кришки
розмикають ланцюг живлення котушки магнітного пускача. За такої схеми
обрив ланцюга управління і випадкове відчинення дверей не становить
небезпеки, оскільки електроустановка буде знеструмлена.
Розташування струмоведушних частин на недосяжній висоті або в
недоступному місці забезпечує безпеку без огорож і блокувань. Вибираючи
висоту розташування, слід враховувати можливість ненавмисного дотику до
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
частин під напругою, довгими металевими предметами. Висота
розташування проводів повітряних ліній електропередач залежить від
напруги та місця проходження лінії (табл. 9.1).
Таблиця 9.1
Мінімальні відстані, м, по вертикалі від проводів повітряних ліній
електропередач до поверхні землі за нормального режиму роботи
Лінійна напруга, кВ
Місцевість
I 6 10 35 110 154 220 330 500
Населена 6 7 7 7 7 8 8 8 8
Ненаселена 6 6 6 6 6 7 7 7,5 8
Важконаселена 4 5 5 5 5 6 6 6,5 7
Невелика напруга. При роботі з переносними електроінструментами,
а також з ручними переносними світильниками при пошкодженні ізоляції та
при появі напруги на корпусі виникає небезпека ураження струмом. У таких
випадках застосовуються малі напруги не вище 42 В. При напрузі до 42 В
струм, який проходить через тіло людини, безпечний. Малі напруги
застосовують для живлення місцевого освітлення на верстатах, переносних
світильниках, електроінструментах. Під час роботи в особливо небезпечних
приміщеннях для живлення переносних електричних світильників
використовують напругу не вище 12 В.
Джерелами малої напруги є трансформатори, що понижують,
акумулятори, перетворювачі частот, батареї гальванічних елементів.
Застосування автотрансформаторів або реостатів для отримання малої
напруги забороняється, оскільки мережа малої напруги електрично пов'язана
з високою напругою. Найчастіше використовують понижуючі
трансформатори (рис. 9.1).
Небезпекою застосування понижуючих трансформаторів є
можливість переходу високої напруги на бік малої напруги. Для зниження
цієї небезпеки вторинну обмотку і корпус трансформатора заземлюють або
проводять занулення (один з висновків або середню точку малої напруги
обмотки) або між обмотками розташовують заземлений екран.
Вирівнювання потенціалів - це зниження напруги дотику та кроку
між точками електричного ланцюга, до яких можливий одночасний дотик або
на яких може одночасно стояти людина (рис. 9.2).
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
В мережу
До мережі
заземлення
До споживача
Рис. 9.1 - Установка малої напруги за допомогою трансформатора:
1 - металевий кожух; 2 - магнітопровід; 3 - екран; 4, 5 - обмотки малої та
високої напруги.
Вирівнювання потенціалів застосовується під час пофазного ремонту
високовольтних ліній електропередач під напругою. Для виконання робіт
людина човгає за допомогою телескопічної ізоляційної вишки до рівня дроту.
Потім за допомогою ізолюючої штанги накладають перемичку між
металевою трубкою, ізольованою від землі, та фазним дротом лінії. Після
цього роботи виконуються без електрозахисних засобів.
Рис. 9.2 - Вирівнювання потенціалів при контурному заземленні
Струм втрат протікає через перемичку та ізоляцію вежі на землю.
Людина не підпадає під напругу, оскільки різниця потенціалів дроту, до
якого він стосується, і опорної поверхні ніг дорівнює нулю.
Захисний поділ мереж. Кожен провідник мережі та землю можна
розглядати як дві обкладки конденсатора, а повітря між ними – як
діелектрик. У протяжній, сильно розгалуженій мережі ємність проводів щодо
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
землі більша, а ємнісний опір невеликий. Чим більша довжина мережі, тим
більшу величину мають струми втрат, тобто ті струми, які визначають
поразку людини при її дотику до фази. Якщо таку мережу розділити на ряд
невеликих ділянок мережі з такою самою напругою, то така мережа матиме
незначну ємність та високий ємнісний опір ізоляції та невеликий струм втрат
(струми ураження). Така мережа буде безпечною. Електричний поділ мереж
досягається за допомогою розділового трансформатора. Роздільний
трансформатор має коефіцієнт трансформації 1:1, у нього відсутня
електричний зв'язок між первинною та вторинною обмотками. Роздільні
трансформатори відокремлюють електроприймачі та їх проводи від загальної
мережі і завдяки цьому — від можливих у цій мережі активних та ємнісних
струмів втрат, можливих місць замикання на землю, тобто виключають
умови, що створюють підвищену небезпеку для людей. Область
застосування електричного поділу мереж - електроустановки напругою до
1000 В, експлуатація яких пов'язана з підвищеними вимогами електробезпеки
(пересувні електроустановки, ручний електроінструмент).
9.2 Технічні засоби безпечної експлуатації електроустановок при
переході напруги на нормальнонеструмопровідні частини
Захисне заземлення (рис. 9.3) — це навмисне електричне з'єднання із
землею або з її еквівалентом металевих неструмопровідних частин, які
можуть опинитися під напругою. Призначення захисного заземлення —
усунення небезпеки поразки людей електричним струмом у разі напруги на
конструктивних частинах електрообладнання, тобто при замиканні на
корпус. Принцип дії захисного заземлення - зниження до безпечних значень
напруги дотику та кроку, зумовленого замиканням на корпус. Це досягається
зниженням потенціалу заземленого устаткування, і навіть вирівнюванням
потенціалів з допомогою підняття потенціалу основи, де стоїть людина, до
потенціалу, близькому за значенням до потенціалу заземленого устаткування.
Рис. 9.3 - Захисне заземлення: а — пристрій виносного заземлення (1 —
заземлювачі; 2 — сполучний провідник; 3 — обладнання, що заземляється); б
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
- схема дотику людини до корпусу при виносному заземленні та замиканні
фази на корпус.
Область застосування захисного заземлення - трифазні мережі
напругою до 1000 з будь-яким режимом нейтралі.
Заземлюючий пристрій - це сукупність конструктивно об'єднаних
заземлюючих провідників та заземлювача.
Заземлюючий провідник — це провідник, який з'єднує об'єкти, що
заземлюються, із заземлювачем. Якщо заземлюючий провідник має два або
більше відгалужень, він називається магістраллю заземлення.є
Заземлювач — це сукупність об'єднаних провідників, які
перебувають у контакті із землею чи її еквівалентом. Розрізняють штучні
заземлювачі, призначені виключно для заземлення, і природні металеві
предмети, які знаходяться в землі.
Як штучні заземлювачі застосовують вертикальні та горизонтальні
електроди. Як вертикальні електроди використовують сталеві труби
діаметром 3-5 см і сталеві куточки розміром від 40x40 до 60x60 мм
довжиною 2,5-3 м. Можна також використовувати сталевий кругляк
діаметром 10-12 мм. Для з'єднання вертикальних електродів використовують
стрічкову сталь перерізом не менше ніж 4x12 мм і сталь круглого перерізу
діаметром не менше ніж 6 мм. Для установки вертикальних заземлювачів
попередньо риють траншею глибиною 0,7-0,8 м, потім за допомогою
механізмів забивають труби або куточки.
Як природні заземлювачі можна використовувати:
- прокладені у землі водопровідні та інші металеві трубопроводи, за
винятком трубопроводів горючих рідин, горючих або вибухонебезпечних
газів, а також трубопроводи, вкриті ізоляцією для захисту від корозії;
- обсадні труби артезіанських колодязів, свердловин, шурфів;
- металеві конструкції та арматуру залізобетонних елементів будівель та
споруд, що з'єднані із землею;
- свинцеві оболонки кабелів, прокладених у землі.
Природні заземлювачі мають переважно малий опір розтіканню
струму, тому використання їх як заземлювачів дозволяє економити значні
кошти. Недоліком природних заземлювачів є доступність їх
неелектротехнічного персоналу та можливість порушення безперервності
з'єднання заземлювачів. В якості заземлюючих провідників, призначених для
з'єднання частин, що заземлюються з заземлювачем, застосовують стрічкову
і круглу сталь. Проводники, що заземлюють, прокладають відкрито по
конструкціях будівлі, у тому числі по стінах на спеціальних опорах.
Обладнання, що заземлюється, приєднують до магістралі заземлення за
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
допомогою окремих провідників. У цьому послідовне заземлення
устаткування заборонена.
Відповідно до вимог Правил влаштування електроустановок опір
захисного заземлення у будь-яку пору року не повинен перевищувати:
- 4 Ом - в установках напругою до 1000 В; якщо потужність джерела струму
(генератора або трансформатора) 100 кВА і менше, опір заземлювального
пристрою допускається до 10 Ом;
- 0,5 Ом - в установках напругою понад 1000 В із ефективно заземленою
нейтраллю;
- 250 / Iз, але не більше 10 Ом - в установках напругою понад 1000 В із
ізольованою нейтраллю; якщо заземлювальний пристрій одночасно
використовують для електроустановок напругою до 1000 В, то опір
заземлювального пристрою не повинен перевищувати 125 / Iз, але не більше
10 Ом (або 4 Ом, якщо це потрібно для установок до 1000 В). Тут Iз - Струм
замикання на землю, А.
Захисному заземленню підлягають металеві неструмоведучі частини
обладнання, які через несправність ізоляції можуть опинитися під напругою і
до яких можливий дотик людей або тварин. При цьому в приміщеннях з
підвищеною небезпекою та особливо небезпечних за умов ураження
струмом, а також у зовнішніх установках заземлення обов'язкове при
номінальній напрузі електроустановки більше 42 В змінного і більше 310 В
постійного струму, а в приміщеннях без підвищеної небезпеки - при напрузі
380 В і вище змінного струму; 440 В і вище - постійного струму. Тільки у
вибухонебезпечних приміщеннях заземлення виконується незалежно від
напруги установки.
Заземленню не підлягають корпуси електроустаткування, апаратів та
електромонтажних конструкцій, встановлені на заземлених металевих
конструкціях, розподільних пристроях, у щитах, шафах, на станинах
верстатів, машин та механізмів, за умови надійного електричного контакту із
заземленою основою, арматура ізоляторів усіх типів, розтяжки, та
освітлювальна арматура при встановленні їх на дерев'яних опорах повітряних
ліній електропередач або на дерев'яних конструкціях відкритих підстанцій.
Занулення (рис. 9.4) - це навмисне електричне з'єднання з нульовим
захисним провідником металевих неструмопровідних частин, які можуть
опинитися під напругою. Це основний засіб захисту від поразки. людей
струмом у разі дотику до корпусу, електрообладнання та металевих
конструкцій, що опинилися під напругою внаслідок пошкодження ізоляції
або однофазного короткого замикання в електроустановках напругою до
1000 В у мережі із заземленою нейтраллю. Призначення занулення те саме,
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
що й заземлення: усунути небезпеку ураження людей струмом під час
пробивання фази на корпус.
Це досягається автоматичним вимкненням пошкодженої установки
від електричної мережі. Принцип дії занулення - перетворення пробивання на
корпус в однофазне коротке замикання з метою викликати струм великої
сили, здатний забезпечити спрацювання захисту та завдяки цьому
автоматично відключити пошкоджену установку від електричної мережі. При
пробиванні фази на корпус струм йде через трансформатор, фазний провід,
запобіжник, корпус електроустановки, нульовий провід. З огляду на те, що
опір при короткому замиканні мало, струм досягає значних величин і
захисний пристрій спрацьовує. Для того, щоб відбулося швидке і надійне
відключення, необхідно, щоб струм короткого замикання перевищував струм
установки апарату, що відключає:
Iк.з. = K * Iном,
де
Iк.з. - струм короткого замикання, А;
Iном - номінальний струм плавкою вставки або струм уставки автомата, А;
K - коефіцієнт кратності струму короткого замикання щодо струму уставки.
Рис. 9.4 - Принципова схема занулення: 1 - корпус; 2 - апарати захисту від
струмів короткого замикання (плавкі запобіжники, автомати); R0 - опір
заземлення нейтралі джерела струму; Rn - опір повторного заземлення
нульового захисного провідника; Iк - струм короткого замикання.
Однак занулення як захисний засіб не забезпечує повною мірою
безпеку. Під час короткого замикання в нульовому дроті виникає небезпека
ураження, яка існуватиме, доки не відбудеться відключення пошкодженого
обладнання завдяки згорянню запобіжника або вимкненню апарата.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Занулення використовується у трифазних електричних мережах напругою до
1000 В із глухо-заземленою нейтраллю.
Захисне відключення - це швидкодіючий захист, який забезпечує
автоматичне відключення електроустановки при виникненні небезпеки
ураження струмом. Небезпека ураження може виникнути і при замиканні
фази на корпус електрообладнання при зниженні опору ізоляції фаз щодо
землі нижче певної межі внаслідок пошкодження ізоляції, замикання фаз на
землю, при появі в мережі більш високої напруги, внаслідок замикання в
трансформаторі між обмотками вищої та нижчої напруги, при випадковому
дотику людини до струмоведучих частин, що знаходяться під напругою. У
цих випадках відбувається зміна електричних параметрів електроустановки
та мережі. Зміна цих параметрів до певної межі, при якій виникає небезпека
ураження людини електричним струмом, може стати сигналом, який
викликає спрацювання пристрою захисного відключення (ПЗВ), тобто
автоматичне вимкнення пошкодженої установки. Основними частинами ПЗВ
є прилад захисного вимикання та автоматичний вимикач (рис. 9.5).
Рис. 9.5 - Принципова схема пристрою захисного відключення, що реагує на
напругу корпусу щодо землі:
1 - корпус; 2 - автоматичний вимикач; КВ - котушка вимикаюча; Н - реле
напруг и максимальне; Rз - опір захисного заземлення; Uк - опір додаткового
заземлення.
Прилад захисного відключення – сукупність окремих елементів, які
реагують на зміну будь-якого параметра електричної мережі та дають сигнал
на вимкнення автоматичного вимикача. До цих елементів належить датчик.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Це пристрій, який сприймає зміни електричних параметрів та перетворює їх
на відповідний сигнал. Як датчик використовують реле відповідного типу.
Автоматичний вимикач використовується для увімкнення та
вимкнення ланцюга під навантаженням та при короткому замиканні. Він
вимикає електроустановку, що захищається при надходженні сигналу від
приладу захисного відключення. У мережах напругою до 1 кВ як такі
вимикачі в пристроях захисного вимикання застосовуються контактори,
обладнані електромагнітним управлінням у вигляді котушки, що утримує,
магнітні пускачі, трифазні контактори змінного струму, обладнані тепловим
реле для автоматичного відключення при перевантаженні споживачів. Тип
захисно-вимикаючого пристрою залежить від параметра електричної мережі,
на який він реагує; напруга корпусу щодо землі, струм замикання на землю,
напруга фази щодо землі, напруга нульової послідовності, струм нульової
послідовності та оперативний струм. До пристроїв захисного відключення
пред'являються такі вимоги: висока чутливість (здатність реагувати на малі
зміни вхідної величини сигналу, малий час відключення (не більше 0,2 сек.),
селективність роботи (здатність відключати напругу тільки від
пошкодженого обладнання), самоконтроль (здатність відключати обладнання
при несправності пристрою захисного відключення), надійність.
Захисне відключення рекомендується застосовувати як основний або
допоміжний захисний засіб, якщо безпека не може бути забезпечена шляхом
заземле ння або з економічних міркувань.
Захисне відключення використовується в електроустановках
напруго ю до 1000 В у таких випадках:
- у пересувних електроустановках з ізольованою нейтраллю, коли пристрій
заземлення складно;
- у стаціонарних установках під час використання електрифікованого
інструм енту;
- в умовах підвищеної небезпеки ураження електричним струмом та
вибухонебезпеки.
Широко використовуються захисно-вимикаючі пристрої в побутових
електроу становках.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-
економічних розрахунків під час проектування і експлуатації систем
електропостачання. [2].
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що
може викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних
розрахунків, які б враховували інвестування в технічні рішення, річні
витрати, прибуток під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму
роботи трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної
потужності і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є
визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів.
Критерієм оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених
річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних
параметрах, що характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш. Основними економічними
показниками є капітальні вкладення та щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є
вирішальними при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті
варіанти рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному
відношенню варіанту.
Завдання на техніко-економічні розрахунки.
Тема: «Техніко-економічні розрахунки мікропроцесорного
комбінованого автоматичного управління джерелами реактивної
потужності».
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ 3
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
2.1 Огляд і дефекація……………………………………………… 8
В сучасному світі постає питання, пов'язане з підвищенням якості
електричної енергії в мережах, які необхідно вирішувати як на стадії
проектування, так і на стадії експлуатації систем промислового
електропостачання, за рахунок компенсації реактивної потужності, що
включає вибір доцільних джерел, розрахунок і регулювання їх потужності,
розміщення джерел в системі електропостачання. [ 29, 30].
Приймачі та перетворювачі електроенергії, що мають в конструкціі
обмотки (силові перетворювачі, трансформатори, електродвигуни тощо),
споживають не тільки активну потужність, але і реактивну.
При передачі електроенергії по електричним мережам системи
електропостачання джерел реактивної потужності, в них виникають втрати
активної потужності, за які платить споживач. Альтернативою додатковій
платі за електроенергію є установка в електричній мережі джерел реактивної
потужності.
На більшості об'єктах з електрообладнанням високої напруги,
компенсація реактивних навантажень здійснюється за рахунок надзбудження
наявних синхронних компенсаторів з високою напругою (6-10 кВ) або
шляхом розміщення в електричній мережі системи електропостачання
конденсатораторних батарей – джерел реактивної потужності високої та
низької напруги.
Дослідження показали, що втрати електроенергії в синхронних
компенсаторах, обумовлені генерацією ними реактивної потужності,
мінімальні при роботі електроприймачів з невеликим споживанням
реактивної потужності. Зростання вироблення реактивної потужності
супроводжується різким зростанням втрат електроенергіїї, що нагрівають
насамперед вузли синхронних компенсаторів. Також дослідження показали,
що використання на низьковольтних синхронних компенсаторах будь-якої
потужності, а також високовольтних потужністю нижче 1600 кВт економічно
не вигідно.
Арк.
ЧДТУ 001.1668. 5 3/01 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Навіть при надмірній реактивній потужності потужних
високовольтних синхронних компенсаторів і генераторів, що дозволяє
дотримуватися договірних параметрів з постачальником електроенергії,
споживач не застрахований від невиправданих втрат. Зауваження характерно
особливо для електричних навантажень, що мають протяжні електричні
мережі з високою напругою і великим числом понижуючих силових
трансформаторів 10 (6) / 0,4 кВ об'єктів системи електропостачання.
Досвід експлуатації електричних мереж і електроприймачів об'єктів
системи електропостачання показав, що косинусні конденсаторні установки
для них є більш поширеними джерелами реактивної потужності. Потужність
частоті і його ємності:
���� = ��2 ∙ �� ∙ �� (10.1)
де: ���� — реактивна потужність конденсаторної установки; U — напруга
електричної мережі; ω — кутова частота; С — ємність конденсаторної
установки.
Застосування мікропроцесорного комбінованого автоматичного
управління джерелами реактивної потужності дає можливість знизити збиток
від пошкодження електротехнічного і електроенергетичного обладнання і
підвищити якість виробленої електроенергії (рис. 10.1).
Для прикладу визначимо додаткові втрати активної потужності ΔР в
трансформаторі і кабельних лініях системи електропостачання довжиноюной
2
400 м перерізом 50 мм .
Нехай, до установки НКБ на об’єкті системи електропостачання є
електричне навантаження: P = 800 кВт, Q1 = 600 кВАр, S1 = 960 кВА,
коефіцієни завантаження КЗ1 = 0,86, час максимальних втрат електроенергії: τ
=5000 ч. Після установки НКБ навантаження об’єкта системи
електропостачання буде мати наступні значення: Q2 = 200 кВАр, S2 = 807
кВА, КЗ2 = 0,707.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Струм, що пртікає по електричним мережам системи
електропостачання визначається наступним чином:
��1 960
��1 = = = 53 ��
�� 3 10,5 ∙ 1,73
��2 807
��1 = = = 44 ��
�� 3 10,5 ∙ 1,73
Додаткові втрати потужності в кабелі високої напруги:
∆Р = 3�� ��2
К �� 1 − ��2
2 = 3 ∙ 0,248 2809 − 1936 = 0,65 кВт
Додаткові втрати потужності в трансформаторі ∆PТ об’єкта системи
електропостачання залежать від його завантажувальних (ΔРКЗ) втрат:
∆��Т = ∆�� 2 2
КЗ ��З1 − ��З2 = 10,6 0,7396 − 0,4998 = 2,54 кВт
Сумарні втрати потужності:
∆�� = ∆��Т + ∆��К = 0,65 кВт + 2,54 кВт = 3,2 кВт
Економія електроенергії по об’єктам системи електропостачання за рік
становить:
∆Е = ∆�� ∙ �� = 3,2 ∙ 5000 = 16000 кВт ∙ год
Збільшення пропускної спроможності трансформатора і кабельних
ліній об’єктів системи електропостачання можна врахувати відповідними
долями їх вартості.
Для силового трансформатора:
КТ ��1 − ��2 960 − 807
∆ КТ = = 500000 ∙ = 79688 сум.
��1 960
Для кабелів з допустимим струмом ІД = 130 А:
КК ��1 − ��2 53 − 44
∆ КК = = 62000 ∙ = 4292 сум.
��Д 130
Строк окупності НКБ:
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
ККУ − ∆КТ 160000 − 79688 − 4292
ТОК = = = 6,2 роки
Сср ∙ ∆Е 0,77 ∙ 16000
Показник ефективності визначається наступним чином:
ТОКНОРМ − ТОК 8 − 6,2
ПЕФ = ∙ 100% = ∙ 100% = 22,5%
ТОКНОРМ 8
Отримане значення терміну окупності, за рахунок поліпшення якості
електроенергії – забезпечення номінальної напруги у вузлах
електроспоживання об'єктів систем електропостачання (тобто збільшення
терміну служби електрообладнання, скорочення втрат потужності в
електричних мережах і ін.), реально виявляється меншим ніж його
нормативного значення (ТОКНОРМ = 8 років).
Рисунок 10.1 Схема з єднання мікропроцесорного блоку керування
джерелами реактивної потужності
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
Можна зробити висновок, що застосування джерел реактивної
потужності і мікропроцесорне комбіноване управління ними дозволяє на
22,5% зменшити термін окупності впровадженої технології і елементів
управління споживанням реактивної потужності і підвищується ефективність
енергозберігаючих заходів, здійснюваних в об'єктах системи
електропостачання.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. Міненерговугілля
України. – Київ: 2017 – 617 с .
2. Методичні рекомендації до підготовки бакалаврської роботи
бакалавра для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Ключка К..М., Самойлик О.В..,]
; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ,
2022. – 98 с.
3. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний
стандарт України. Характеристики напруги електропостачання в
електричних мережах загальної призначеності.
4. Мілих В.І. Електропостачання промислових підприємств: підручник
–
для студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко.
К.: «Каравела», 2018. – 272 с.
5. ДСТУ 2791 -94 Системи електропостачальні номінальною напругою до
1000 В: джерела, мережі, перетворювачі та споживачі електричної енергії.
6. Правила технічної експлуатації електроустановок споживачів
затверджені Наказом Міністерства палива та енергетики 25 липня 2006 р.
№ 258. Документ z1143-06, чинний, поточна редакція —
Редакція від 21.02.2017, підстава - z0132-17.
7. Електрична частина станцій та підстанцій: навчальний посібник для
студ. спеціальності 141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»/уклад.: О.В. Остапчук, П.Л. Денисюк, Ю.П. Матеєнко. – Київ:
КПІ ім Ігоря Сікорського, 2022. – 183 с.
8. Споживачі електричної енергії : підручник / В. М. Охріменко ; Харків.
нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М.
Бекетова, 2019. – 286 с.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
9. Салтиков В.О. Проектування, монтаж і експлуатація освітлювальних
установок: конспект лекцій для студентів с пеціальності 141– Е лектроенергетика,
електротехніка та електромеханіка / В.О. Салтиков, ХНУМГ ім. О.М. Бекетова,
2020. – 95 с.
10. Типові рішення при проектуванні електричних мереж напругою
110 – 330 кВ: навчальний- посібник / В.В. Кулик, В.В. Тептя, О.Б. Бурикін. –
Вінниця: ВНТУ, 2018. – 110 с.
11. Настанова з проектування систем електропостачання
промислових підприємств ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015.
12. Реактивна потужність в електричних мережах: монографія / І.В
Жежеленко, Г.Г. Півняк, Г.Г. Трофімов, МОН України, НТУ Дніпровська
політехніка. – Дніпро: НТУ ДП, 2020.– 72 с.
1992.
13. ДСТУ EN 5016-0:2014 Показники якості електричної енергії для
мереж середньої та висо кої напруги, методи випрбування та інші характеристики
якості електроенергії.
14. ДСТУ EN 50160 Характеристики напруги в системах
електропостачання загального призначення.
15. Проектування підстанцій електричних мереж / З.М. Бахор, А.В.
Журахівський. – Львівськ а політехні ка, 2017.– 308 с.
16. ГОСТ 30323-95 Короткі замикання в електроустановках. Методи
розрахунку електродинамічної і термічної дії струму короткого замикання .
17 . Ро зрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних систем /
Букович Н.В.; За ред. Денисенко Г.І. – Львів: Вища школа. Вид-во при Львів.
Ун-ті, 1988. – 248 с.
18. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
19. Довідник по проектуванню електропостачання / Під ред.
Ю.Г.Барибіна и др. – 1990. – 576 с.
20. Свиридов, М. П. Перехідні процеси. Розрахунок статичної і динамічної
стійкості електричної мережі : навчальний посібник / М. П. Свиридов, В. В.
Тептя. – Вінниця : ВНТУ, 2017. – 99 с.
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………
21. ДСТУ 3020-95 Апарати комутаційні низьковольтні. Загальні
технічні умови.
22. ДСТУ EN 60529:2018 Ступені захисту, забезпечувані кожухами
23. КТП Рівненського заводу високовольтної апаратури
[Електронний ресурс], Режим доступу:
http://www.rzva.ua/ru/produkcija/komplektni-transformatorni-
pidstancii_1472626257/
24. ДСТУ 3399- 96 Підстанції трансформаторні комплектні потужністю
від 25 до 2500 кВА на напругуе до 10 кВ.
25. Електричні машини і трансформатори: навч. посібник / М.О.
Осташевський, за ред. В.І. Мілих. - Харьків, 2017. - 452 с.
26. Соловей О.І., Розен В.П. та ін. Основи ефективного
використання електричної енергії в системах електроспоживанням
промислових підприємств: навч. посібник / М-во освіти і науки України,
Кіров. Нац.. тех. ун-т. – Кіровоград: КНТУ, 2015. – 287 с.
27. ДП «НЕК Укренерго» [Електронний ресурс] / М-во палива та
енергетики України. – К.: Укренерго, 2018. – Режим доступу:
http://www.ukrenergo.energy.gov.ua
Арк.
ЧДТУ А1 22386 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 Основне електроустаткування ……………………………………….
2.1 Огляд і дефекація………………………………………………