ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5791| Title: | Електропостачання заводу з виробництва накопичувачів інформації |
| Authors: | Протасов, Сергій Юрійович Савченко, Ярослав Володимирович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика;розрахунок КЗ;розрахунок електропостачання цеху |
| Issue Date: | Jun-2024 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виробництва накопичувачів інформації. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .У розділі «Індивідуальне завдання» розглянуто основні аспекти виконання монтажу електрообладнання. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок вартості встановлення та підключення головної понижуючої підстанції 110/10 кВ. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені експериментального відділу, а також модернізації системи пожежної сигналізації відділу. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5791 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Савченко.pdf Restricted Access | 6.4 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 22387 49/04
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва накопичувачів
інформації»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 202ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Савченко Ярослав Володимирович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ _ Сергій ПРОТАСОВ _
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2024 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Савченку Ярославу Володимировичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виробництва накопичувачів інформації»
Керівник кваліфікаційної роботи Протасов Сергій Юрійович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 20 » лютого 2024 року № 49/04
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
3912,9 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
60х60х5 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 54 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 484,4 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Основні аспекти виконання
монтажу електрообладнання; 9. Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості
встановлення та підключення головної понижуючої підстанції 110/10 кВ; 10. Охорона праці
– Модернізація системи пожежної сигналізації відділу.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Основні аспекти виконання монтажу електрообладнання
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості встановлення та підключення
головної понижуючої підстанції 110/10 кВ 11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан заводу
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 21 лютого 2024 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 24.02.24 – 01.03.24
2 Розрахунок електричних навантажень 02.03.24 –06.03.24
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 07.03.24 – 10.03.24
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 11.03.24 – 18.03.24
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 19.03.24 – 22.03.24
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 23.03.24 – 30.03.24
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.24 – 12.04.24
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 13.04.24 – 05.05.24
9 Індивідуальне завдання 06.05.24 – 10.05.24
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 11.05.24 – 16.05.24
промислового підприємства
11 Охорона праці 17.05.24 – 20.05.24
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.24 – 07.06.24
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.24 – 10.06.24
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Ярослав САВЧЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Сергій ПРОТАСОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................. 5
1.1 Характеристика об’єкта проектування ......................................................... 6
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виготовлення
серверних жорстких дисків .................................................................................. 9
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ......... 11
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................ 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ...................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .......... 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .......................................................................... 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ....................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції .............................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .............................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху ................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ................... 38
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ........................................ 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................. 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ............................. 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................ 45
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................ 48
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................ 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ........................................................................ 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності .................................................................. 57
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .............................. 60
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ................................................................................................. 70
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
............................................................................................................................... 70
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж .................................................. 71
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Савченко Я.В. Електропостачання заводу Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Протасов С.Ю.
з виробництва 3 158
Реценз.
Н. Контр. Ключка К.М. накопичувачів інформації ФЕТАМ, ЕСЕ-202ск2
Затверд. Ситник О.О.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В .......................................................................................................... 75
6.1 Вихідні дані для розрахунків ....................................................................... 76
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................... 80
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ....... 89
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................... 89
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ....................................................... 91
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .......................................... 92
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................... 93
7.5 Вибір трансформаторів напруги .................................................................. 96
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість..................................................... 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ...................... 98
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................... 98
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ......................... 99
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................. 99
8.2.2 Розрахунок освітленості..................................................................... 100
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ............................. 104
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву .................. 113
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .................... 114
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту ........................................................................................ 115
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги .................. 119
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ...................... 121
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В .............. 123
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 126
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ .................................................. 131
8.5 Захист цехових електричних мереж .......................................................... 131
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 132
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 135
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції 135
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції . 137
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Основні аспекти виконання монтажу
електрообладнання ................................................................................................ 142
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА .............................................................. 146
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ........................................................................................... 148
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені
експериментального відділу ............................................................................ 148
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу .......................... 151
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 157
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти технічним і економічним вимогам [1, 2,
3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі згідно ДСТУ 3440-96, де викладені терміни та
визначення енергетики і електрифікації, – підприємства, організації,
територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких
приймачі електроенергії приєднані і використовують електроенергію. За
правилами улаштування електроустановок споживачем електроенергії
називається електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом і
розміщуються на певній території.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший вид
енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови
раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання,
основні з яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування в технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до споживачів
електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого завищення не
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії, що
мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Завод з виробництва накопичувачів інформації має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виготовлення серверних жорстких дисків
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці
1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
Встановлена
поз. Кількість,
Найменування електроприймачів потужність, cos
на шт.
кВт
плані
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Верстат втулочних складових 2 7,3 0,88
2 Балансувальний верстат 2 1,1 0,84
Центрувально-запресовочний
3 2 2 0,84
верстат
4 Верстат формування диску 2 11,4 0,87
5 Маніпулятор 2 3,2 0,87
Складальний автомат рухомого
6 2 2,6 0,83
приводу
7 Міжпозиційний конвеєр 2 7,8 0,81
8 Вирубний прес 2 5,2 0,85
9 Обертово-фрезерний верстат 2 4,6 0,93
10 Обертово-шліфувальний верстат 2 2,1 0,87
11 Екструдер 2 11 0,91
12 Термопласт автомат 2 47 0,88
13 Вакуум насос 1 15 0,84
14 Насос електроліту 2 7,5 0,85
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
15 Насос холодної води 1 5,5 0,87
16 Насос деіонізованої води 2 8,2 0,84
17 Прес гідравлічний 4 4,4 0,81
18 Вентилятор витяжний 6 7,5 0,88
19 Вентилятор приточний 2 22 0,87
20 Автоматичний токарний верстат 2 5,8 0,85
Автоматичний свердлильний
21 2 1,3 0,86
верстат
22 Випрямляч 2 37 0,93
23 Конвеєр стрічковий 1 10 0,78
24 Конвеєр підвісний 2 5,7 0,81
Автоматичний складальний
25 3 1,9 0,9
верстат
54
Однофазні електроприймачі
1 Автомат зварювальний 3 6,5 0,77
2 Термопіч ТП 3 8,2 0,65
6
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху з виготовлення серверних жорстких дисків,
електропостачання якого розглядається окремо, складають
ABH 60606 .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 55 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 380 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності.
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 Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу 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 Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 Uном Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проектування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
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:
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості електроприймачів
nе визначають за співвідношенням:
2
n
Pном
nе
1 .
n
n р2
ном
1
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2p
n ном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n (n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв і рном і
К 1
в . (2.6)
n
рном і
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
n в
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 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1
в, цеху . (2.7)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв, i Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв,і Рном,і tgі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху Рроз цеху Qроз цеху . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину розрахункового
активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [5].
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.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
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
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (балансувальний верстат) Рном, 2 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова установлена
(номінальна) активна потужність дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном2 1,12 2,2 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв Рном, 2 = 0,9 2,2 2 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном, 2 tgφ = 0,9 2,2 0,65 1,3 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
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 nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 484,4
nе 20,6 .
47
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
484,4
Кв, цеху 0,69 .
332,9
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе 20,6 та
Кв, цеху = 0,7 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху який
дорівнює
Кр, цеху = 1,11 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху 1,11332,9 369,5 кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 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 187,2 квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
Sроз 369,52 187,22 414,2 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
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 [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної
системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b 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) .
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
(аb)а, , (bс)b , (са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с , (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- автомат зварювальний – 3 шт;
- термопіч – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- автомат зварювальний: напруга фазна Uф 220В ; рф,0 6,5 кВт ;
cos 0,77 ; Кв,a0 0,45;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
- термопіч: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 8,2 кВт ; cos 0,65 ;
Кв 0,5 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.12, 2.13), які записано для більш загального випадку:
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4.
P(a) P(b) P(c) 0,5 8,2 0,84 0,5 8,2 0,84 0,65 6,5 11,1кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,5 8,2 0,3 0,5 8,2 0,3 0,45 6,5 1,16 5,85 квар
Для кожної фази
Q
tg (ф)
ф .
P(ф)
5,85 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 0,53
11,1(кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
p p
p ном.max .ф ном.min .ф .
pном.min .ф
p 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
Кв(а) Кв(b) Кв(c) Кв(ф) для фази
На приклади фази (b)
Р
К (b)
в(b) ,
Рab Рbc Р
2 b,0
11,1
Кв(b) 0,755 .
8,2 8,2 6,5
2
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру 3 P(ф) ; Ру 3 11,1 33,3 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 33,3 0,5317,6 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax.(o)
P(ф) 3 11,1 33,3 кВт ,
2 33,3
ne(o) 2 .
3 11,1
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(ф) 0,755 отримаємо Кр 1,14 .
Рроз у Кр Кв(ф) Ру
Рроз у 1,14 0,755 33,3 28,6 кВт .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі
і
Qроз у 1,10,755 33,3 0,53 14,6 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
Sроз у P2 2
роз у Qроз у ,
2 2
Sроз у 28,6 103 14,6 103 32,1кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило, загальним
рівномірним освітленням.
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Е к
Р =Р ф з.ф
п.о.ф п.о.табл к
100 к р ,
з.табл
використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6, 7] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності цеху
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою точністю
визначається співвідношенням:
Pmax оc Рп.о.ф S , (2.14)
де S , – площа приміщення, м2 ;
– питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Qmax оc Pmax оc tg0 , (2.15)
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних установок
200 1,8
Рп.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м2,
100 1,6
(0,95 9,7 3600)
Pmax оc 33500 Вт,
1000
Qроз, ос =33,5 0,2 6,7 квар.
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
Р0,4 цеху Рроз, цеху Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху 369,5 33,5 403 кВт ,
Q0,4 цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху 187,2 6,7 193,9 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
2 2
S ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.16)
S 4032 193,92
ТП 424,8 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
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, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko .
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у 32,1 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона дорівнює
потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за формулою
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху і Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП 0,9 3912,92 23162 4092,2 кВ А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 4092,2 кВ А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
n
Р0,4 цеху xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = , (2.18)
n
Р0,4 цеху
i = 1
n
Р0,4 цеху yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр . (2.19)
n
Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 801553
ЦЕН підпр = 204,9 м ,
3912,9
Y 775500,3
ЦЕН підпр = 198, 2 м .
3912,9
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Центр електричних навантажень цеху.
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.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються переважно
біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях з таким
розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо
відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити між ними
підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так, щоб одна з
колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться
за їх межі.
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 цеху(Р) , (2.20)
п
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) ; (2.21)
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
де Pроз і Q
і роз – номінальна активна і реактивна потужності
і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу
за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні стовбці таблиці
2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у таблицю
2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
Pi,
Найменування Xi, Yi,
кВт Pi∙Xi P ∙Y Х
м м i i цен Yцен
Верстат втулочних
7,3 5 36,5 7 51,1
складових
Верстат втулочних
7,3 5 36,5 7 51,1
складових
Балансувальний верстат 1,1 10 11 35 38,5
Балансувальний верстат 1,1 10 11 52 57,2
Центрувально-
2 7 14 31 62
запресовочний верстат
Центрувально-
2 7 14 48 96
запресовочний верстат
Верстат формування диску 11,4 17 193,8 32 364,8
Верстат формування диску 11,4 17 193,8 50 570
Маніпулятор 3,2 16 51,2 32 102,4
Маніпулятор 3,2 12 38,4 50 160
Складальний автомат
2,6 12 31,2 32 83,2
рухомого приводу
Складальний автомат
2,6 16 41,6 50 130
рухомого приводу
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Міжпозиційний конвеєр 7,8 18 140,4 29 226,2
Міжпозиційний конвеєр 7,8 18 140,4 46 358,8
Вирубний прес 5,2 26 135,2 5 26
Вирубний прес 5,2 46 239,2 5 26
Обертово-фрезерний верстат 4,6 30 138 5 23
Обертово-фрезерний верстат 4,6 50 230 5 23
Обертово-шліфувальний
2,1 32 67,2 5 10,5
верстат
Обертово-шліфувальний
2,1 52 109,2 5 10,5
верстат
Екструдер 11 36 396 5 55
Екструдер 11 56 616 5 55
Термопласт автомат 47 40 1880 5 235
Термопласт автомат 47 58 2726 5 235
Вакуум насос 15 59 885 59 885
Насос електроліту 7,5 59 442,5 51 382,5
Насос електроліту 7,5 59 442,5 50 375
Насос холодної води 5,5 59 324,5 49 269,5
Насос деіонізованої води 8,2 59 483,8 48 393,6
Насос деіонізованої води 8,2 59 483,8 47 385,4
Прес гідравлічний 4,4 30 132 57 250,8
Прес гідравлічний 4,4 35 154 57 250,8
Прес гідравлічний 4,4 40 176 57 250,8
Прес гідравлічний 4,4 45 198 47 206,8
Вентилятор витяжний 7,5 40 300 60 450
Вентилятор витяжний 7,5 38 285 60 450
Вентилятор витяжний 7,5 36 270 60 450
Вентилятор витяжний 7,5 34 255 60 450
Вентилятор витяжний 7,5 32 240 60 450
Вентилятор витяжний 7,5 30 225 60 450
Вентилятор приточний 22 33 726 60 1320
Вентилятор приточний 22 35 770 60 1320
Автоматичний токарний
5,8 30 174 52 301,6
верстат
Автоматичний токарний
5,8 35 203 52 301,6
верстат
Автоматичний свердлильний
1,3 29 37,7 41 53,3
верстат
Автоматичний свердлильний
1,3 29 37,7 35 45,5
верстат
Випрямляч 37 45 1665 40 1480
Випрямляч 37 35 1295 40 1480
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Конвеєр стрічковий 10 42 420 40 400
Конвеєр підвісний 5,7 46 262,2 38 216,6
Конвеєр підвісний 5,7 46 262,2 32 182,4
Автоматичний складальний
1,9 3 5,7 13 24,7
верстат
Автоматичний складальний
1,9 6 11,4 13 24,7
верстат
Автоматичний складальний
1,9 9 17,1 13 24,7
верстат
Разом 484,4 18674,7 16575,6 38,6 34,2
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.
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(на рис.1.1)складають:
Х ЦЕН 38,6 м ; YЦЕН 34,2 м.
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, функціонування 3 тельферів, а також
необхідність зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів
(широкоуніверсальний фрезерний верстат), обираємо місця встановлення КТП
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
у куту поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (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.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає
в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола:
P r2
роз і m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв'язку
з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
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 P
роз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.8
Таблиця 2.8 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m ,
2 r ,
с.н оc.н
кВт кВт кВт кВт/мм мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех регенерації
електролітів. Басейн 367,7 21,4 389,1 0,197 340 20 25,1
регенерації стоків
Цех блоків оперативної
299 65,3 364,3 0,197 295 65 24,3
пам’яті
Цех жорстких дисків для
ПК. Будівля управління;
432,8 110,7 543,5 0,197 287 73 29,6
Експерементально-
дослідницький цех
Цех серверних жорстких
369,5 33,5 403 0,197 330 30 25,5
дисків
Цех жорстких дисків для
314,5 31,6 346,1 0,197 327 33 23,7
ноутбуків
Цех радіоелектронних
компонентів.
Цех гумового лиття. 688,3 89,4 777,7 0,197 319 41 35,5
Поліграфічний цех.
Склад
Цех безприводних
жорстких дисків. Цех
713,5 66,4 779,9 0,197 329 31 35,5
USB накопичувачів.
Склад готової продукції
Цех флешкарт. Насосна
279,3 30 309,3 0,197 325 35 22,4
станція. Котельня
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні
обмеження[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
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 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 КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної частини).
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,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220 –
500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним 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.
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного аналізу
вимог до системи електропостачання, величині, характеру та особливостей
навантаження підприємства, надійності електропостачання, місцевих умов та
інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду можливості застосування
різних схем із діючих типових [8], починаючи від найпростіших «блочних» до
більш складних «спрощених» та схем «містків». Остаточний вибір
проводиться на основі техніко-економічного аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і перетікання
потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після аварійному
режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з вимикачами
в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
(рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проектуванні підстанцій, що будуються.
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
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
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6
N 2 N 2
SВН ГПП Ко P0,4 цеху і PT Q0,4 цеху і QT , (3.1)
i i
де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
І ВН ГПП
розПЛ = Кзав.Л , (3.2)
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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
ІрозПЛ к Ідоп ,
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 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом
PT 0,02 SНН ГПП ,
QT 0,1SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена нами за
формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 4092,21 81,8 кВт ;
QT 0,14092,2 409,2 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
S 0,9 (3912,9 81,8)2 (2316 409,2)2
ВН ГПП 4352,2 кВ А .
У нашому випадку
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
4352,2
ІрозПЛ = 22,9 А .
1,732 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F роз ПЛ
ек ,
jек
де j 2
ек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм .
22,9
Fек = 16,3 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) 260 А .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);
22,9 А 1 260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 22,9 А = 45,6 А 0,9 1,25 260 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зрушення стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен виконуватися з
урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менш 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 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
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
дорівнює [19]:
Uф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
Uф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф ,
U j
ф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
де модуль U1ф цієї напруги :
U (U U )2
ф1 ф2 ф (Uф )2 (3.5)
та його фаза :
U
arctg ф .
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:
Uф Uф1 Uф2 (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням
Uф (U )2
ф (Uф )2 . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
U 3 Uф 3 Ii ri cosi Ii xi sini .
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрата напруги U приблизно визначається по формулі
PіR Q X P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і і і ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L ,
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ /
0 0 ,
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.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного 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
сталевій частині проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
rпр
F F
1,151,20 cт .
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 ,
F
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
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 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P
Ia і ; Q
Ip і (3.8)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi 3912,9 кВт; Qі 2316 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L , R 0,3455=18,7 Ом,
X X0 L , X = 0,31855=17,49 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
3912,9 103
Ia 20,5 A ;
3 110 103
2316 103
Ip 12,2 A .
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
Uф 18,7 20,517,49 12,2 596,7 В;
U 18,7 20,517,49 12,2 169,97 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
U 2 6 2 6
ф1 (110 0,596) 10 (0,169) 10 111,059 кВ .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,596)2 106 (0,169)2 106 619,5 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,059 103 110,0 103 1,06 103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pi 3912,9 кВт; Qі 2316 квар складає
U
U% ф
%.
Uном
1,06 103
U % 100 0,96% .
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [4, 9].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
2 2
n n
Snp(6 ст.) КО P PТ Q QТ SВН ГПП .
i1 i1
Попередньо обрана потужність SТпр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
S np(6 ст.)
Т пр . (4.1)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТпр і
Sном Т незначна 10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому
випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносноSТпр .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i1
1 ,
S n
ном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
К / 1
i1
2 ,
S m
ном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом
К / / 0,9 S
np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне перевантаження
К2 доп . Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова К2 доп К2 .
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
номТ .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S np(6 ст.).а
ном Т ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
4352,2
SТ пр 3108,7 кВ А .
2 0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТОВ «Еліз» ТМН–4000/110-У1 із
номінальними параметрами: Sном Т =4,0 МВ А , Uном В=115 кВ,
Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%, ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового трансформатора
користуватися наступними критеріями [9]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
S
max , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після аварійному
режимах.
Згідно [4, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван 0,9 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової ТП,
користуючись співвідношенням
S
S ТП 424,8
приб T 303,4 кВ∙А.
2 0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору складає
Sном T =400 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
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 напругою
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.2)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень:
P
N max
min N,
кзаван Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
403
Nmin 1 2 .
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6] у
функції Nmin і N .
Nе 2 0 2 ,
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Q N к 2
max T е заван.ф Sном T Рmax .
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф .
Ne Sном T
424,8
кзаван.ф 0,53.
2 400
У такому разі
Qmax.T = (2 0,53 400)2 - 4032 131,8 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе:
QHK1 Qmax Q
0,4 max T ,
де Qmax – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 193,9 131,8 62,1квар .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 Qmax Q N S ,
0,4 HK1 е ном Т
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 даними [6].
QHK2 193,9 62,1 0,18 2 400 12,2 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHK 62,1 12,2 49,9квар.
сум
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК2-0,415-40 Т3 потужністю 40 квар кожна і
напругою живлення 0,4 кВ.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати певної
частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її передачі
неминучі.
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах системи
електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної потужності і
енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, яка
передається споживачам по лініях електропередачі.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Більшість промислових споживачів електроенергії являють собою
електричні машини (трансформатори, асинхронні двигуни, обладнання для
дугового зварювання), в яких змінний магнітний потік пов'язаний з
обмотками. Внаслідок цього в обмотках при протіканні змінного струму
індукується реактивна електрорушійна сила (е.р.с.), що зумовлює зсув по фазі
між напругою і струмом. Таке навантаження, крім споживання активної
потужності, споживає (використовує) і реактивну потужність, збільшуючи в
середньому на 20 25 % повну потужність по відношенню до активної.
Параметр, що визначає споживання реактивної потужності, називається cos .
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на аналіз
схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова, індивідуальна
(рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з груповою або
індивідуальною.
При виборі компенсуючих пристроїв необхідно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних
електродвигунів в мережах до і вище 1000 В;
– враховувати реактивну потужність, що генерується повітряними
лініями, струмопроводами і кабельними лініями напругою вище 20 кВ, а
також кабельними лініями напругою 6 і 10 кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних схем компенсації з
використанням: конденсаторів, синхронних (спеціальних) компенсаторів,
несиметричних систем управління сітками перетворювачів.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіка навантаження
повинно передбачатися автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частини конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання.
Число і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймається за найменшою реактивної навантаженні мережі підприємства.
Число і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
слід визначати відповідно до графіків навантажень і з урахуванням технічних
умов енергосистеми.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з підрозділом їх на секції однакової потужності. При
невеликій різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступенева регулювання.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від потоків реактивної
потужності споживачів.
У необхідних випадках для збільшення числа ступенів регулювання
допускається застосовувати секції КУ різної потужності.
При наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступінчасте регулювання сумарної реактивної
потужності, що виробляється всіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного включення або відключення окремих
батарей відповідно до графіка навантажень.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В повинні встановлюватися, як
правило, в цеху у розподільних пунктів, або приєднуватися до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на
трансформаторних підстанціях або на головної ділянці магістрального
шинопровода допускається лише в тих випадках, коли установка
конденсаторів в цеху неможлива умовами пожежної безпеки.
Установка конденсаторів напругою 6 – 10 кВ потрібно передбачати:
– на цехових підстанціях, що мають розподільний пристрій напругою 6
– 10 кВ;
– на розукрупнених ПГВ або ГПП, безпосередньо від яких здійснюється
розподіл електроенергії по цеховим підстанціям.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виняток у великих
електроприймачів з низьким коефіцієнтом потужності і з великим числом
годин роботи в році.
При підключенні конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік необхідно перевіряти вірогідність перевантаження конденсаторів по
току в резонансних або близьких до них режимах і застосовувати необхідні
заходи щодо їх усунення.
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей).
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за співвідношенням:
Q C U2
.
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а С –
сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх трьох
фаз визначається за співвідношенням:
1
Q C U2 ,
3
де С – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної потужності.
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1 4 . Якщо
пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то втрати
активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна здатність
мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього – часткова
нормалізація напруги. При перенесенні місця установки компенсуючих
пристроїв від межі балансової належності ближче до споживача з'являються
ділянки мережі, розвантажені від потоків реактивної потужності. На цих
ділянках знижуються втрати активної потужності. В результаті знижується
термін окупності компенсуючих пристроїв і підвищується ефективність
використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при цьому
потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на підприємстві
знаходяться на різних рівнях напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація в
порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але завдяки
застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної потужності
не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і відключення) і є
кращим варіантом компенсації.
Компенсація індуктивного опору кола ємністю призводить до
підвищення струмів КЗ у всіх елементах трансформаторної підстанції.
Причому це особливо небезпечно для самих конденсаторів КПК, оскільки
напруга на них при наскрізних струмах короткого замикання U IКЗ xС
зростає пропорційно кратності струму КЗ IКЗ / Іном .
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що
спікаються (рисунок 4.5), які після спрацювання тимчасово виводяться з
роботи за допомогою роз'єднувачів QS1, QS2 , QS3 для відновлення
розрядних властивостей.
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі всієї
потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження підприємств.
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, 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 за ДСТУ EN 50160.
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою 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 після аварійних 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.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
– 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 приєднувати до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шино проводу допускають лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення електроприймачів у
цеху, практично рівномірної густині навантаження, відсутності РП високої
напруги, приймаємо схеми компенсації з розташуванням засобів компенсації
(конденсаторних батарей) на шинах цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір кількості та
потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах 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 (таблиця 4.1).
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.
З енергосистемою узгоджено Qек = 449,8квар.
Qвк 0,92 2316 409,2 380 1120 1800 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві конденсаторні
установки марки УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 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.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам прокладки
ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають
споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною
лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4+ РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням
S Л =
i 2 2
Рmax 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рроз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
ТП
квар кВ·А кВт квар кВ·А
кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 389,1 221,2 400 397,1 261,2 475,3
ТП-2 2 364,3 202,0 400 372,3 242,0 444,0
ТП-3 2 543,5 297,2 400 551,5 337,2 646,4
ТП-4 2 403,0 193,9 400 411,0 233,9 472,9
ТП-5 2 346,1 201,3 400 354,1 241,3 428,5
ТП-6 2 777,7 446,7 630 790,3 509,7 940,4
ТП-7 2 779,9 540,8 630 792,5 603,8 996,3
ТП-8 2 309,3 212,9 400 317,3 252,9 405,7
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Кількість т-рів
шт
SЛ
Iроз, Л = і .
і 3 Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
472,9
Iроз Л (ГПП - ТП4 ) = 27,3 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний переріз
Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп ,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
Iроз, Лі 27,3
Fек = 19,5 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×16),
Іном каб = 90 А .
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
17,3 90 1,05 0,9 101,8 А
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 1,25 .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Для нашого випадку
2 27,3А 54,6 А 90 1,05 0,9 1,25 106,3 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cos та sin знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
411 233,9
cosφ = 0,87, sinφ = 0,49 .
472,9 472,9
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU 3 27,3 0,14 (2,4 0,86 0,084 0,49) 13,9 В
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU =13,9 0,05 Uном 52 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній, обираємо
за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
Марка кабелю
кабелю 2
м кВА А мм2 А F , мм
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП-ТП1 370 475,3 27,5 19,6 90 16 АСБГ (3×16)
ГПП-ТП2 150 444,0 25,7 18,3 90 16 АСБГ (3×16)
ГПП-ТП3 60 646,4 37,4 26,7 115 25 АСБГ (3×25)
ГПП-ТП4 140 472,9 27,3 19,5 90 16 АСБГ (3×16)
ГПП-ТП5 180 428,5 24,8 17,7 90 16 АСБГ (3×16)
ГПП-ТП6 200 940,4 54,4 38,8 135 35 АСБГ (3×35)
ГПП-ТП7 200 996,3 57,6 41,1 135 35 АСБГ (3×35)
ГПП-ТП8 200 405,7 23,5 16,8 90 16 АСБГ (3×16)
ГПП-БСК10 10 900 52 37 135 35 АСБГ (3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[1]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проектування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проектування заземлювальних пристроїв;
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
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.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний
процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:
E = Ei n1 n2 nm ; (6.1)
U = Ui n1 n2 nm ; (6.2)
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
I
I = i ( 6.3)
n1 n2 nm
z = zi n1 n2 nm .2 , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри якого
зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то їхні
зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях виміру
встановлюють за виразами:
E = E *(ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
U = U* (ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I = I ном
* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2 nm
U2
z = z ном
* (ном) i n1 n2 n
2
m ; (6.8)
Sном
U 2
z = z ном
* ном і n1 n2 nm . (6.9)
3 I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 55 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
– номінальна потужність S ном. Т = 4,0 МВ А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U 115
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень (рисунок
6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2, X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2, X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5, Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для індуктивних
опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
2
U2
2 110 103
Х = C 2
С n 1 7,562 Ом ;
S 1600 106
КЗ
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
2 2
ХПЛ = lПЛ хПЛ, пит n 55 0,4 1 22 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
2
U2
U 11103 2
Х = КЗ ном. Н 2 10,5 115
Т n 347,2 Ом ;
100 Sном Т 100 4,0 106 11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л2
2
Х = х L n2 115
2 каб. пит КЛ 2 =0,099 0,15 1,6 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л5
2
115
Х = х 2
5 каб. пит LКЛ 5 n =0,099 0,18 11 1,9 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л7
2
115
Х7 = хкаб. пит L
2
КЛ 7 n = 0,099 0,2
2,2 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
2
R = r L n2 115
2 каб. пит КЛ 2 = 1,24 0,15
20,3 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
2 115
R5 = rкаб. пит LКЛ 5 n = 1,24 0,18
24,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
R 2 115
7 = rкаб. пит LКЛ 7 n = 1,24 0,2
27,1Ом .
11
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення методом
точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ,
ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого
моменту часу тощо.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
U
I КЗ= , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
U 110 103
U = c n1 n2 nm 63510 В .
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і n .
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного ступеня
опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5 відповідно.
Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z Х = ХС + ХПЛ = 7,562 + 22 = 29,56 Ом .
К1 К1
Точка короткого замикання К2:
Z Х = ХС +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 29,56 + 347,2 384,3 Ом .
К2 К2
Точка короткого замикання К3:
2
2 2 2
Z = Х + R 2 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 + R =
К3 К3 2
2 2
= 7,56 + 29,56 + 347,2 1,6 20,3 386,5 Ом
Точка короткого замикання К4:
2 2 2 2
Z = Х + R5 = ХС +Х +Х +Х + R =
К4 К4 ПЛ Т 5 5
.
2 2
= 7,56 + 29,56 + 347,2 1,9 24,4 386,9 Ом
Точка короткого замикання К5:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
2 2 2
Z = Х2 + R = Х +Х +Х +Х + R =
К5 К5 7 С ПЛ Т 7 7
.
= 2 2
7,56 + 29,56 + 347,2 2,2 27,1 387,5 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
U 63510
I КЗ (К1) = = = 2148,5 А .
z 29,56
К1
Точка короткого замикання К2:
U 63510
I КЗ (К2) = = 165,3 А .
z 384,3
К2
Точка короткого замикання К3:
U 63510
I КЗ (К3) = = 164,3 А .
z 386,5
К3
Точка короткого замикання К4:
U 63510
I КЗ (К4) = = 164,2 А .
z 386,9
К4
Точка короткого замикання К5:
U 63510
I КЗ (К5) = = 163,9 А .
z 387,5
К5
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) n1 2148,5 1 2148,5 А ;
– точка короткого замикання К2:
115
ІКЗ (К2) = ІКЗ (К2) n2 = 165,3 1728,1 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) n2 164,3 10,455 1717,8 А ;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) n2 164,2 10,455 1716,7 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) n2 163,9 10,455 1713,6 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [15, 16]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
0,01
-
iу = 2 Iп 0 (1 + e Ta ) = 2 Iп 0 k у ,
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ варто
обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при нульових
початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
0,01
-
Та, ек
iу = 2 Iп 0 (1 + е ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ,
с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
0,01
m -
iу = Σ 2 I (1 + e Ta,i ) ,
i = 1 п 0 i
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний струм
буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 k у IКЗ (К1) = 2 1,8 2148,5 = 5469,2 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 k у IКЗ (К2) = 2 1,8 1728,1 = 4399,02 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 k у IКЗ (К3) = 2 1,8 1717,8 = 4372,8 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 k у IКЗ (К4) = 2 1,8 1716,7 = 4370,0 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 k у IКЗ (К5) = 2 1,8 1713,6 = 4362,1 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ , А 2148,5 165,3 164,3 164,2 163,9
ІКЗ, А 2148,5 1728,1 1717,8 1716,7 1713,6
іy , А 5469,2 4399,02 4372,02 4372,8 4370,0
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить точку
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок
6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [11, 12,
15].
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
Sб 100 106
Іб = 525 А .
3 Uб,1 3 110 103
Модуль І(1) (1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом ІКЗ1
прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1)
КЗ = 3 І(1)
КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
І(n) EА Σ
КЗ1 = , (6.12)
j(X (n)
1Σ + ΔX )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
І(1) Е
КЗ1 = * Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
U
Величина Е C
*= =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13) прийме
Uб,1
вид
І(1) Іб
КЗ1 = . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії і
для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ[12]:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
(1) 3
ІКЗ = Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний індуктивний
опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з опору
нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
U
Х = Х = Х = КЗ
* 0 Т *1 Т * Т = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова, а
саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(1) 3
КЗ, С = Іб .
Х*1 С + Х* 2 С+ Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)
КЗ = k S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k 1,2 . Тоді
S(1) k S(3)
І(1)
КЗ С = КЗ = КЗ .
3 UС 3 UС
Отримаємо:
Іб 3 UС 3
Х* 0 С = 3 - 2Х
(3) * С = X* C - 2X* C ,
k SКЗ k
тобто
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
3
Х = Х - 2* 0 С * С .
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні у
точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ Х* 0 Т
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Sб S
Х = Х = Х + Х = + l х б
*1 * 2 * С * ПЛ S ПЛ ПЛ, пит 2
КЗ Uб
.
100 106 100 106
55 0,4 0,24.
1600 106 2
110 103
Необхідні для визначення Х компоненти формули (1.50)
* 0
дорівнюють відповідно:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Х = Х 3 3
* 0 С * С 2 0,0625 2
k 1,2 0,03125 ;
S 100 106
Х* 0 ПЛ = 3 Х б
* ПЛ = 3 lПЛ хПЛ, пит 3 55 0,4 0,54
U2 3 2
б 110 10
U , % 10,5
Х* 0 Т = Х* Т = КЗ 0,105
100 100
Отже
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ Х* 0 Т 0,03125 0,54 0,105
Х = 0,08 .
* 0 Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125 0,54 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
(1) 3 3
ІКЗ = Іб 525 3705,88 А
Х + Х + Х 0,24 0,105 0,08
*1 *2 *0
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ 3705,88 А .
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв.
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 1000 м
над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ категорії
розміщення I по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в атмосфері типу II
по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II по
ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і ожеледі згідно з
«Правилами улаштування електроустановок».
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням, що
наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги і
елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний прийом
безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань головних
кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка наступного
обладнання. Додатково вибираються:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань[1,3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [19], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого
повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності – до 9
балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 22,9А І ном = 2500 А Іроз Іном
іy = 5,5 кА I mах дин = 102 кА іу Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
2
2 6 2 ВК ІТ tT
0,254 106 В2 с IT tT 4800 10 В с
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 22,9А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 5,5 кА I mах дин = 80 кА іy Imах дин
В І2 t = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
К П К В 2
6 2 I2 t 4800 106 В2 с К ІТ tT
0,254 10 В с T T
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
SВН ГПП 4092,2 103
Іроз 236,3 А .
3 Uном 1,732 10 103
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз= 236,3 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 4,4 кА I mах дин = 52 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
2
2 6 В І t
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В2 с К Т T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І ВН ГПП 4092,2 10
роз, с е к ц. 118,1 А .
2 3 U 3
н 2 1,732 10 10
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз секц = 118,1 А І ном = 630 А Іроз секц Іном
іy = 4,4 кА I mах дин = 80 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
К П К
2 6 2 ВК І2
Т tT
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В с
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі
Uвст Uном ;
– за номінальним струмом
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Іроб.max І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣS
r прил.
прил.= ,
2
I2Н
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
де Sприл 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк опір контактів rк 0,1 Ом.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз= 236,3 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин 2 І ном к
іy = 4,4 кА 30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
ВК І2
П tК = (2,721103)2 0,12 IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
0,888 106 В2 с I2
T tT 3969 106 В2 с
14
rприл.= =0,28
2 Ом.
5
Опір з'єднувальних проводів:
S 2
2Н - I2Н (rприл + rк )
r пров = ;
I2
2Н
15 - 25 (0,28 + 0,1)
r пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
l
F p. ρ
пров.= ;
rпров.
25 0,02
Fпров. = = 2,27 мм2.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом;
0,2 0,28 0,48 0,6 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення
Uвст Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2 S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки трансформатора
для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Э–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Кількість
Котушок,
шт.
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф (ВА), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
I tпр
Fmin = ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
У такому разі
I tпр 2677,4 0,135
Fmin = = = 11,6 мм .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 50 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної 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 малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Вибір виду і системи освітлення
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
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 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.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якогоABH 60606 ,
освітлення виконано лампами типа ЛТБ 65 у світильниках ПВЛМ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
к3 ЕФ min S z , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт..;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній
визначається за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту підвісу
h .
h = H - hр - hс = 6 - 0,1 - 0,1 5,8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква Г
в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
La = λ h = 15,8 5,8 м .
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Отримаємо кількість світильників в цеху
A B 60 60
N = = =107 шт.
L2
в 62
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
60 60
і = 5,17 .
5,8 (60 60)
Для приміщення з індексом і = 4,38 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
1,6 200 3600 1,15
Фсв = 18479 лм.
107 0,67
Обираємо світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛТБ 65 (65
Вт) загальною потужністю 260 Вт, світловий потік 4650 лм. Загальний
світловий потік від світильника буде становити Fн о м 18600 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр
18600 18479
Δ(%) 100% 0,66% .
18479
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
0,8 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос PЛТБ 65 N
Рос 107 0,26 27,8 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Qmax оc Pmax оc tg0
Qmax оc 27,8 0,2 5,6 квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю забезпечення
нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та пожежної
безпеки.
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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
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).
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 [7]:
– 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
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
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 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР)
по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від
іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Рисунок 8.4 – 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
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
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 1,12 107 0,260 29,6 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Далі 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 25С та 15С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 103
I роз
pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
P 103 P 103
I роз роз
pоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – 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 .
Pроз 103 Pроз 103
Ipоз .
3 Uл cos 3 Uф cos
29,6 103
Ipоз 47 кВт
3 0,38 0,95
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу ЛТБ-65 в повній мірі задовольняє вимогам ДБН
В.2.5-28-2018, що до загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз 47 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 65 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
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 ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U , (8.3)
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга провідників
мережі, Система мережі і роду струму
В алюмініє
мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – 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 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 29,6 18 133,2 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
P
де P роз ос
2 ,
40
29,6
P2 0,74 кВт.
40
L0 = 40 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 20 м – довжина магістралі,
Таким чином
М2 7,4 40 0,74(40 10) 333 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
133,2
U1 0,55 % .
40 6
Для другої ділянки:
333
U2 1,38 % .
40 6
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
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,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та обов’язково
вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
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 = Ipоз КП , (8.4)
і і
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
і
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.
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 .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–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 В, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі перерізу
для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-різному
впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
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).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу:максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різкіх
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 ( 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
допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
I роз
pоз = ,
3 Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз Ку. п Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
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 ном доп. Л Іmах = 1,25 Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
P
I = ном
pоз (однофаз) , (8.7)
Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cos І роз , Imax , Ітр. доп Марка
електроприймачів кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Верстат втулочних
7,3 0,88 12,6 15,8 19 АВВГ(4×2,5)
складових
Балансувальний верстат 1,1 0,84 2,0 2,5 19 АВВГ(4×2,5)
Центр.-запресовочний
2 0,84 3,6 4,5 19 АВВГ(4×2,5)
верстат
Верстат формування
11,4 0,87 19,9 24,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
диску
Маніпулятор 3,2 0,87 5,6 7,0 19 АВВГ(4×2,5)
Склад. автомат рухомого
2,6 0,83 4,8 6,0 19 АВВГ(4×2,5)
приводу
Міжпозиційний конвеєр 7,8 0,81 14,6 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Вирубний прес 5,2 0,85 9,3 11,6 19 АВВГ(4×2,5)
Обертово-фрезерний
4,6 0,93 7,5 9,4 19 АВВГ(4×2,5)
верстат
Обертово-шліфувальний
2,1 0,87 3,7 4,6 19 АВВГ(4×2,5)
верстат
Екструдер 11 0,91 18,4 23,0 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Термопласт автомат 47 0,88 81,2 101,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Вакуум насос 15 0,84 27,2 34,0 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Насос електроліту 7,5 0,85 13,4 16,8 19 АВВГ(4×2,5)
Насос холодної води 5,5 0,87 9,6 12,0 19 АВВГ(4×2,5)
Насос деіонізованої води 8,2 0,84 14,8 18,6 19 АВВГ(4×2,5)
Прес гідравлічний 4,4 0,81 8,3 10,3 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 7,5 0,88 13,0 16,2 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 22 0,87 38,5 48,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Автоматичний токарний
5,8 0,85 10,4 13,0 19 АВВГ(4×2,5)
верстат
Автоматичний
1,3 0,86 2,3 2,9 19 АВВГ(4×2,5)
свердлильн верстат
Випрямляч 37 0,93 60,5 75,6 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Конвеєр стрічковий 10 0,78 19,5 24,4 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр підвісний 5,7 0,81 10,7 13,4 19 АВВГ(4×2,5)
Автоматичний
1,9 0,9 3,2 4 19 АВВГ(4×2,5)
складальний верст.
Освітлення 27,8 0,88 47 58,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
40
Конденсаторна установка - 60,8 76 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
(квар)
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 6,5 0,77 38,4 48,0 58 АВВГ(2х10)
Термопіч ТП 8,2 0,65 33,2 41,5 58 АВВГ(2х10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4). Для
нашого випадку КП 0,7
і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 44,2 55,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-2 44,2 55,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-3 41,0 51,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-4 113,3 141,7 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 168,1 210,2 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 65,2 81,6 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-7 54,3 67,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-8 54,3 67,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-9 6,7 7,4 19 АВВГ(4×2,5)
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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
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 .
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
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ
НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення напруги
на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
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 [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.8)
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тем
більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха (термопласт автомат), для якого Іроз 81,2 А, переріз
кабелю лінії Л2 F 25 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [19] відповідно r0 0,28 Ом/км, х0 0,26 Ом/км,
LКЛ 2 50 м.
ΔUЛ2(В) = 3 81,2 0,05 (0,28 0,95 0,26 0,31) = 2,43 В .
Тобто
2,43
ΔUЛ2(%) = 100% 0,64% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔUТ = М (UА cosφ + UР sinφ) ,
Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
UР U2 - U2
КЗ А – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 5400 Вт,
1
UКЗ 4,5 %, SН. Т 400кВ∙А, SМ SТП 212,4 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
5400
UА = 100% 1,35% ; UР = (4,5)2 (1,35)2 4,37% .
400000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
424,8
ΔUТ = 1,35 0,9 4,37 0,433 2,77% .
400
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 2,77% – 0,64% = 101,6 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
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.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
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 [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок 8.8),
що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту різних
установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму і
спосіб підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
укомплектованими і готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного
виконання здійснюється за допомогою анкерів.
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ 28249–93 [14]. 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.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ
26522–85. 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. Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх
розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від розрахункової схеми
до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих елементів електричними
еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на 5 %
вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U 1,05 Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
1,05 U
I ном
КЗ ,
3 Z
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z r2 2
X ,
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [14]:
U2
XC ср НН ,
3 Iном відк Uср. ВН
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC 0,5 мОм.
3 20 103 10 103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
P 2
r к. ном UНН. ном 6
Т 10
S2
Т.ном
2
2 100 P 2
x U к.ном UНН.ном
T к 104
SТ.ном SТ.ном
де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН .ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
ΔР 103
r к.з
тр ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
Ін.тр 103 ,
3 U н
400
Ін.тр 103 608,4 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U 2 3
z к.з. Uн 10
тр ,
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр ,
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
х 0,0162 2 0,005 2
тр 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2
Z r m
(К1) i x i ,
i1 i1
Z 2
(К1) rтр rав rтс rш rпр х х 2
тр ав х тс хш ,
0,0005 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
2
Z
(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
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=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z(К2) r(К1) rш rав rл r 2 2
ав rпр х(К1) хш хав хл хав ,
2
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z
(К2) 0,0148
2
0,0155 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l л 103
rл ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х 0 ,
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U 0
к.з.(К2) ,
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
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.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл.3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог:
селективності відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації
тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися
технічною документацією на конкретні апарати. При виборі уставок струму
автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в характеристиках і
погрішності у роботі розчеплювачів.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
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.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Iном.розч Iроз ; (8.9)
– 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.розч (1,11,3) Iроз (8.10)
(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.розч.е (1,251,35) iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. 1,1 Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. 1,25 ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
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) Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
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 ДСТУ 14254–96 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], 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: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в
таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1 I Тип І , І , І ,
Найменування обладнання роз роз н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Верстат втулочних складових 12,6 13,9 ВА47-29 63 16 500
Балансувальний верстат 2,0 2,2 ВА47-29 63 3 500
Центр.-запресовочний верстат 3,6 4,0 ВА47-29 63 5 500
Верстат формування диску 19,9 21,9 ВА47-29 63 25 500
Маніпулятор 5,6 6,2 ВА47-29 63 8 500
Склад. автомат рухомого приводу 4,8 5,2 ВА47-29 63 6 500
Міжпозиційний конвеєр 14,6 16,1 ВА47-29 63 20 500
Вирубний прес 9,3 10,2 ВА47-29 63 13 500
Обертово-фрезерний верстат 7,5 8,3 ВА47-29 63 10 500
Обертово-шліфувальний верстат 3,7 4,0 ВА47-29 63 6 500
Екструдер 18,4 20,2 ВА47-29 63 25 500
Термопласт автомат 81,2 89,4 ВА47-100 100 100 1000
Вакуум насос 27,2 29,9 ВА47-29 63 32 500
Насос електроліту 13,4 14,8 ВА47-29 63 16 500
Насос холодної води 9,6 10,6 ВА47-29 63 13 500
Насос деіонізованої води 14,8 16,3 ВА47-29 63 20 500
Прес гідравлічний 8,3 9,1 ВА47-29 63 10 500
Вентилятор витяжний 13,0 14,3 ВА47-29 63 16 500
Вентилятор приточний 38,5 42,3 ВА47-29 63 50 500
Автоматичний токарний верстат 10,4 11,4 ВА47-29 63 13 500
Автоматичний свердлильн верстат 2,3 2,5 ВА47-29 63 3 500
Випрямляч 60,5 66,6 ВА47-100 100 80 1000
Конвеєр стрічковий 19,5 21,5 ВА47-29 63 25 500
Конвеєр підвісний 10,7 11,8 ВА47-29 63 13 500
Автоматичний складальний верст. 3,2 3,5 ВА47-29 63 4 500
Освітлення 47 51,7 ВА47-29 63 63 500
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 38,4 42,3 ВА47–29 63 50 200
Термопіч ТП 33,2 36,5 ВА47–29 63 50 200
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 44,2 48,6 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-2 44,2 48,6 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-3 41,0 45,1 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-4 113,3 124,7 ВА88-33 160 125 1600
Розподільчий пункт РП-5 168,1 185,0 ВА88-35 250 200 2500
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Продовж. табл. 8.6
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-6 65,2 71,8 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-7 54,3 59,7 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-8 54,3 59,7 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-9 6,7 7,4 ВА47-29 63 8 500
Конденсаторна установка 60,8 66,8 ВА47-100 100 80 1000
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію (ролерний конвеєр), для якої
Іроз 102,7А , Ідоп 125 А, Ізах = 125 А.
1125 А 1125 А .
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
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.
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
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості
джерела живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів,
ввідних шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької
напруги. Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.
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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
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 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ» (Запоріжжя).
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що виконана
на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Склад підстанції 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
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 компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5
– відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на
рисунку 8.14.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
400/10/0,4-04 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
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Основні аспекти виконання монтажу
електрообладнання
Монтаж електроустаткування повинний виконуватися як правило,
швидкісним способом. Застосування КРУ і КТП цілком забезпечує проведення
швидкісного монтажу.
Устаткування, що надходить для монтажу, повинне мати паспортні дані й
акти приймання, а також пройти ревізію і відбраковування.
На монтаж заздалегідь складається проект організації робіт, що складає з
графіків і технологічних карт.
Нижче викладені загальні положення, обов'язкові у всіх випадках.
Фарбування однойменних фаз шин, кінців жив кабелів і інших частин
електроустановок повинні бути однакової.
При перемінному трифазному струмі фарбується: фаза А - у жовтий колір,
фаза В - у зелений, фаза С - у червоний, нульові шини, кінці жив кабелів і т.д.
- у білий при ізольованої нейтрали й у чорний при заземленої нейтрали.
Резервні шини офарблюються в колір резервуємої фази.
Однофазні відгалуження від трифазної системи офарблюються в колір
відповідних фаз трифазного струму.
При постійному струмі позитивна шина (+) фарбується в червоний колір,
негативна (-) - у синій, нейтральна - у білий.
В електроустановках повинна бути забезпечена можливість легкого
розпізнавання частин, що відносяться до окремим їх елементам, що
досягається простотою і наочністю схем, належним розташуванням
електроустаткування, написами, маркіруванням, забарвленням.
Вимикачі і трансформатори встановлюються в осередках з розрахунком
зручного і безпечного спостереження за рівнем олії з боку коридору
(площадки) обслуговування і приступності контрольних кранів для узяття
проб олії без відключення апарата. На маслозпускних кранах повинні бути
встановлені заглушки чи захисні ковпаки. Опорні конструкції, на яких
установлюються бакові вимикачі (до 10 кВ), повинні мати з боку входу в
камеру рознімні деталі на випадок швидкого і безперешкодного демонтажу і
видалення вимикача. Повинна бути передбачена також можливість опускання
бака вимикача на рівень, необхідний для огляду і ремонту контактів.
З'єднання частин приводу вимикачів і роз'єднувачів за допомогою троса
чи ланцюгів, що проходять у камері чи вимикача поблизу струмоведучих
частин, не допускається. У тяг (штанг) твердої конструкції в цих випадках
ставляться уловлювачі (гачки, скоби). Не допускається застосування
дистанційних механічних передач з дуже складними зчленуваннями.
Блокувальні контакти з'єднуються з валом апарата коротким твердим зв'язком.
Небезпечні згинаючі зусилля і напруги від температурних змін довжини і
вібрації шин н проводів не повинні передаватися на ізолятори. Ці зусилля
повинні гаситися компенсаторами.
Для кріплення апаратури і зборки конструкцій застосовуються чорні
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
воронячі болти. Для приєднання шин до контактів апаратів використовуються
оцинковані болти і гайки зі стовщеними шайбами.
У зчленуваннях приводних механізмів повинні застосовуватися болти,
гайки і сталеві шайби з антикорозійним покриттям. Варто застосовувати
контргайки, що пружинять чи пластинчасті замки в залежності від ступеня
сприйманих вібрацій.
Змащення. Частини що труться в приводних механізмах після промивання
бензином і обтирання чистими ганчірками покриваються відповідним
змащенням (вазелін, солідол, незамерзаюче змащення). Нетертьові і металеві
частини, що не фарбуються, і конструкції (неструмоведучі) покриваються
антикорозійним складом. Різьблення болтів і гайок, застосованих для
кріплення апаратів і їхніх частин у зовнішніх установках і сирих приміщеннях,
змащуються солідолом чи графітовим складом. Шви на армованих частинах
порцелянової арматури, встановленої поза будинками, повинні покриватися
атмосферостійким лаком.
Огородження електроустановок виконуються суцільними чи із сіток (ґрат)
з осередком 20х20 мм. Рами дверцят і огороджень повинні мати упор, що не
дозволяє відкривати їх усередину приміщення, камери і т.д. Розподільний
пристрій повинний мати виходи з двох сторін.
Збереження устаткування. До установки ізоляційні і змінні частини
повинні зберігатися в сухому приміщенні, де виключена можливість улучення
на ізоляцію провідного пилу (вугілля, зола, металевий і будівельний пил і т.д.
Ізоляційні деталі з органічних матеріалів щільно обгортаються промасленим
чи парафінованим папером. Деталі, що працюють в олії, рекомендується
зберігати в чистій, сухій олії. Масло наповненні введення зберігаються у
вертикальному положенні з нормальним рівнем олії. Незабарвлені тертьові
металеві частини повинні бути покриті антикорозійним складом.
По закінченню монтажу розподільних пристроїв (РУ) до включення їх під
напругу повинні бути зроблені огляд і іспити устаткування й апаратури..
Результати огляду, іспитів і ремонту оформляються протоколами і
записами в паспортах.
Огляд без відключення РУ виконується:
а) на об'єктах з постійним чергуванням персоналу - 1 раз у добу і, крім
того, у темряві для виявлення наявності розрядів, коронування та ін. - у
терміни, установлені місцевими інструкціями, але не рідше 1 рази в міс.;
б) на об'єктах без постійного чергування персонала не рідше 1 рази на
місяць, на трансформаторних підстанціях і розподільних пристроях - не рідше
1 рази в 6 міс.
Після відключення короткого замикання виробляється позачерговий
огляд. На об'єктах без постійного чергового персоналу позачерговий огляд
виробляється відповідно до місцевих інструкцій у залежності від потужності
короткого замикання і стану устаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
У залежності від місцевих умов (наприклад, посилене забруднення) і при
несприятливій погоді (сильний туман, мокрий сніг, ожеледь і т.п. ) відкриті РУ
піддаються додатковим оглядам.
Про всі несправності, замічені при оглядах РУ, робляться записи в
експлуатаційний журнал. Усунення замічених несправностей виробляється в
найкоротший термін.
При огляді РУ особлива увага повинна бути звернена на:
а) стан приміщення, справність дверей і вікон, відсутність течі в
покрівлі і міжповерхових перекриттях, наявність і справність замків;
б) справність опалення і вентиляції;
в) справність освітлення і мереж заземлення;
г) наявність засобів безпеки;
д) рівень і температуру олії в апаратах і відсутність течі;
е) стан контактів;
ж) стан рубильників щита низької напруги;
з) цілість пломб у лічильників і реле та обертання дисків у лічильників;
і) стан ізоляції (запиленість, наявність тріщин, наявність розрядів і ін.);
к) роботу сигналізації.
Організація і терміни виконання ремонту електроустаткування
розподільних пристроїв.
У відповідності з вимогами правил технічної експлуатації капітальний
ремонт апаратів розподільних пристроїв із внутрішнім оглядом виробляється:
а) масляних вимикачів і їхніх приводів, роз'єднувачів, заземлюючих
ножів, короткозамикачів і відокремлювачів і їхніх приводів - не рідше 1 разу в
3 роки;
б) повітряних вимикачів і їхніх приводів - не рідше 1 разу в 2-3 року:
в) інших апаратів розподільних пристроїв (трансформаторів струму і
напруги, конденсаторів зв'язку і т.д.) - за результатами профілактичних іспитів
і оглядів.
Ремонт роз'єднувачів, що вимагає зняття напруги з шин чи переводу
приєднань з однієї системи шин на іншу, виробляється тільки при виявленні
несправності роз'єднувача чи при необхідності чищення його ізоляторів.
Термін позачергового капітального ремонту вимикача установлюється
відповідальним за електрогосподарство підприємствами по кількості
відключень виконаних вимикачем (чи однією його фазою) і коротких
замикань у залежності від конструкції вимикача, стану мастила, досвіду
експлуатації, потужності короткого замикання в місці установки вимикача,
величини опору контактів і т.д..
Правила технічної експлуатації не регламентують терміни поточних
ремонтів. Мається лише вказівка про виконання їх у міру потреби.
Рекомендуються наступні терміни виробництва поточних і капітальних
ремонтів електроустаткування розподільних пристроїв і підстанцій:
1. Вимикачі всіх типів. Поточний ремонт із зовнішнім оглядом і
чищенням - 1 раз у 6 міс. Позапланові капітальні ремонти:
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
а) після 4 відключень короткого замикання при відсутності АПВ і після 3
- при його наявності;
б) після важких відключень, що супроводжуються виливом олії, викидом
газів чи обгоранням дугогасних чи робочих контактів;
в) при незадовільному стані ізоляції;
г) при виявленні течі олії чи механічних дефектів;
д) при наявності дефектів у механізмі і приводі.
2. Вимикачі навантаження. Поточний ремонт із зовнішнім оглядом і
чищенням - 1 раз у 6 міс. Плановий капітальний ремонт - 1 раз у рік.
Позапланові капітальні ремонти:
а) при збільшенні діаметра дугогасної трубки більш 10 мм;
б) після числа відключень, що перевищує запропоноване заводом-
виготовлювачем;
в) після виявлення дефектів.
3. Роз'єднувачі. Поточний ремонт - 1 раз у 6 міс. Капітальний - 1 раз у рік
при ремонті розподільного пристрою. Позаплановий капітальний ремонт при
виявленні зовнішніх дефектів, нагрівання контактів чи незадовільного стану
ізоляції.
4. Силові запобіжники. Чищення - 1 раз у 6-12 міс. Капітальний ремонт - 1
раз у рік при ремонті розподільного пристрою, а також при спіканні
наповнювача після відключення короткого замикання.
5. Приводи високовольтних вимикачів. Огляд, змащення і перевірка дії - 1
раз у 6 міс. при ремонті вимикача. Восени привід підготовляється до зимових
умов. Капітальний ремонт виробляється 1 раз у 3 роки і при виявленні
дефектів механізму.
6. Реактори, дугогасні котушки й опори, що заземлюють. Поточний
ремонт - 1 раз у 6 міс., капітальний - 1 раз у 10 років.
7. Статичні конденсатори, струмообмежуючі опори, плавкі запобіжники,
випрямлячі ртутні і напівпровідникові. Поточний ремонт - 1 раз у 6 міс.
8. Розрядники вентильні. Поточний ремонт - 1 раз у рік з настанням
теплої погоди (вище 0°С), причому на вибірку розкривають частина елементів
з вілітовими дисками. Капітальному ремонту розрядники піддаються в міру
потреби при порушенні герметичності, а також у залежності від результатів
вибіркового розкриття і профілактичних випробувань.
9. Кінцеві кабельні муфти і лійки. Поточний ремонт - 1 раз у рік,
капітальний - 1 раз у 2 роки.
10. Заземлення розподільних пристроїв, ланцюга вторинної комутації і
сигналізації, кабелі контрольно-вимірювальні. Поточний ремонт - 1 раз у рік.
11. Шини, контакти. Поточний ремонт - 1 раз у 6-12 міс.
12. Освітлення. Поточний ремонт - 1 раз у 2-6 міс.
13. Прилади електровимірювальні і температурний контроль. Неповні
випробування (поточний ремонт) - 1 раз у 6- 12 міс., повні випробування
(капітальний ремонт) - 1 раз у 2-3 року. Менші терміни відносяться до більш
відповідальних об'єктів.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
14. Двигуни-генератори. При роботі батареї по методу заряд-розряд
поточний ремонт виробляється 1 раз у 6 міс., капітальний - 1 раз у 1-3 року.
При роботі батареї по методу постійного підзаряду поточний ремонт - 1 раз у
3 міс., капітальний - 1 раз у 6-12 міс.
15 Масляне господарство (центрифуги, фільтр-преси, насоси, масловарки,
повітродувки, вакуумні печі, сушильні шафи). Поточний ремонт - 1 раз у
6міс., капітальний - 1 раз у рік.
16. Вантажопідйомні пристосування і візки. Поточний ремонт і іспит
вантажопідйомності - 1 раз у рік.
17. Під'їзні і перекітні шляхи. Поточний ремонт - 1 раз у рік, капітальний -
1 раз у 4-10 років.
18. Конструкції відкритих розподільних пристроїв. Поточний ремонт- 1
раз у 6-12 міс. Капітальний ремонт із фарбуванням металевих конструкцій - 1
раз у 5 років.
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Розрахунок вартості встановлення та підключення головної понижуючої
підстанції 110/10 кВ
Вартісні показники підстанції (ПС) ГПП 110/10 кВ наведені по під-
станціям в цілому і по окремим складовим: відкриті і закриті розподільні
пристрої (ВРП, ЗРП), блоки вимикачів, трансформатори
(автотрансформатори), регулюючі пристрої (конденсаторні батареї, статичні
компенсатори тиристорів тощо), постійна частина витрат. Базові показники
вартості ПС повинні відповідати середнім умовам будівництва, враховують
усі витрати виробничого призначення. У базові показники вартості ПС
включені стаціонарні пристрої для ревізії трансформаторів (500 кВ і вище) і
витрати на зовнішні інженерні мережі (дороги, водопровід тощо) в обсягах,
передбачених нормами технологічного проектування підстанцій.
Для визначення повної вартості ПС до базових показників додається
вартість постійного відведення землі. Вартість відведення землі приймається з
урахуванням розрахункової площі земельної ділянки під ПС:
Cв.з Cн.з S ,
де Сн.з – вартість 1 м2 відчужених від сільськогосподарських потреб під
установку ПС земель; Сн.з = 136,8 грн/м2;
S – площа земельної ділянки, відведеної під ПС; S = 25×30 = 750 м2.
Cв.з 136,8 750 102600 грн.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Показники вартості комірок ВРП, ЗРП враховують встановлене
(вимикач, роз‘єднувач, трансформатори струму і напруги, розрядники, а також
панелі управління, захисту і автоматики, встановлені в пункті
загальнопідстанційног управління - ЗПУ, що відносяться до ВРП, ЗРП або
комірки, і кабельне господарство в межах комірки і до панелей в ЗПУ тощо), а
також будівельні і монтажні роботи.
Підсумовуючи окремі складові, можна визначити вартість будівництва
ГПП до якої входить вартість основних складових ПС, їх транспортування до
місця встановлення та вартість установки і підключення елементів ПС між
собою і до ПЛЕ з урахуванням формул та таблиць укрупнених показників
вартості на ПС та монтажні роботи, таблиця 10.1 [21].
Таблиця 10.1 – Вартісні показники будівництва ГПП
Вартісні показники
Елементу Установки та/або
Транспортування,
Елемент ГПП ГПП, . підключення до ПЛЕ,
С
С трГПП = 0,15 СГПП
ГППі СустГПП = 0,25.СГПП
грн. грн. люд.-днів грн.
Трансформатор силовий
2 2 700 000 810 000 21 1 350 000
ТНМ-6300-115/11
Комірки КРУ-10 18 217 200 32 580 11,7 977 400
Розподільчий пункт
1 1 020 000 153 000 23 255 000
КРУН 10 кВ
Роз‘єднувач 8 42 000 6 300 8 84 000
Шафа з інвентарем 1 13 680 2 052 1 3 420
Вимикач 3 12 504 1 875,6 3 9 378
Привод вимикача 3 21 900 3 285 6 16 425
Конденсаторна
2 53 760 16 128 8 26 880
установка УКЛ-10,5-900
Трансформатор власних
2 1 806 240 541 872 12 903 120
потреб ТН-110-1
Трансформатор струму 6 14 784 2 217,6 8 22 176
Портал лінійний 6 18 360 8 262 9 27 540
Кабельний канал 1 11 400 1 710 10 2 850
Майданчик для ремонту
1 1 836 275,4 5 459
трансформаторів
Баки для оливи 2 6 996 2 098,8 5 3 498
Огорожа 110 3 060 50 490 11 84 150
ВСЬОГО СГПП = Σ (n .
i СГППі + СтрГПП + СустГПП) = 20 463 626,4 грн.
Постійні витрати по ГПП (витрати на підготовку і впорядкування
території, облаштування доріг, трансформаторне і масляне господарство
тощо) приймаються [21]: Сп.в = 400 000 грн.
Після закінчення всіх монтажних робіт на огорожу наносяться
інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони; попереджувальні
плакати. Після запуску і тестування комплексу ГПП, приймальна комісія
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Кількість,
ni, шт
оформлює акт передачі ГПП в експлуатацію. При цьому вартість роботи
приймальної комісії [21]: Сп.к = 8 568 грн.
Дані по вартості встановлення та підключення ГПП наведені в таблиці
10.2.
Таблиця 10.2 - Витрати на встановлення та підключення ГПП
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на відведення земель під ГПП, Св.з 102 600
Витрати на придбання складових елементів ГПП, СГПП 15 065 184
Витрати на транспортування елементів ГПП, Стр, хр 1 632 146,4
Вартість підряду на установку і підключення до ПЛЕ, СустГПП 3 766 296
Постійні витрати по ГПП, Сп.в 400 000
Вартість роботи приймальної комісії, Сп.к 8 568
Разом 20 974 794,4
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщені
експериментального відділу
В даному розділі розглядаються та аналізуються умови праці в
приміщенні експериментального відділу, в якому проводяться різноманітні
роботи з розробки проекту системи електропостачання заводу з виробництва
накопичувачів інформації. Цей відділ розташовується на другому поверсі
триповерхової цегляної будівлі.
Основна робота з розробки цього проекту полягає в проведенні
розрахунків з використанням спеціальних прикладних програм, обробці
інформації, моделювання різноманітних процесів, розробці функціональних
схем. Устаткування відділу складається з трьох ПК, двох принтерів.
Кабінет відділу має наступні розміри: довжина 6 м, ширина 3,5 м,
висота 3 м. Приміщення розраховане на трьох одночасно працюючих чоловік.
Площа, яка припадає на одного працівника – 7 м2, об’єм – 21 м3, що відповідає
вимогам ДБН В.2.2.28-2010 з розрахунку на одного працівника.
Робота працівників відділу відноситься до категорії 1-а легких, тому що
виконується сидячи, не потребує систематичної фізичної напруги або підняття
і перенесення ваги. Енерговитрати при виконанні такої роботи складають
приблизно 150 ккал/год, це еквівалентно 172 Дж/сек.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Мікроклімат у відділі визначається: температурою повітря, відносною
вологістю повітря, швидкістю руху повітря і інтенсивністю теплового
випромінювання від нагрітих поверхонь.
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату в приміщенні
відділу наступні:
1. Температура повітря: в холодний період року – 19-20°С; в теплий
період року – 25-30°С.
2. Вологість повітря: в холодний період року – 50%; в теплий період
року – 45%.
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,05 м/с; в теплий
період року – 0,1 м/с.
Нормативні параметри мікроклімату в приміщенні відділу:
1. Температура повітря: в холодний період року – 22-24°С; в теплий
період року – 22-28°С.
2. Вологість повітря: 40-60 %.
3. Швидкість руху повітря: не більше 0,1м/с;
Вище наведені фактичні значення задовольняють ДСН 3.3.6.042-99, за
виключенням температури в холодний та теплий період року. Необхідно
встановити систему кондиціонування і підігріву повітря, тому що в теплий
період року температура повітря становить 25-30°С, а в холодний 19-20°С.
Кабінет відділу відноситься до класу приміщень без підвищеної
небезпеки ураження електричним струмом (ПУЕ-17), оскільки відповідає
таким вимогам:
– відносна вологість повітря 50-60%;
– кабінет має неструмопровідні дерев'яні поли (паркет);
– немає утворень пилу, що проводить струм;
– неможливість одночасного дотику з однієї сторони до металевих
конструкцій будинку, що мають з'єднання з землею, і з іншої сторони до
корпусів електроустаткування.
Вся електрична підводка до столів, де розташовані ПК, захищена від
механічних ушкоджень. Для захисту від статичної електрики застосована
система захисного заземлення відповідно до ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Наявність шкідливих речовин у повітрі робочої зони регламентує
ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007. Оскільки при роботі з ПК не відбувається утворення і
виділення в повітря загально-токсичних, подразнюючих, канцерогенних і
інших шкідливих речовин, концентрація яких перевищувала б установлені
норми і правила, тому повітря робочої зони відповідає вимогам ДСТУ-Н Б
А.3.2-1:2007 і вимогам до ГДК шкідливих речовин і пилу.
При роботі ПК характерні підвищені теплоутворення, що підтверджує
необхідність системи кондиціонування повітря.
При роботі з ПК характеристика зорової праці відповідає високій
точності, тобто найменший розмір об'єкта розрізнення понад 0,3 мм до 0,5 мм,
що відповідає 3 розряду зорової праці, підрозряд в; контраст розрізнення
об'єкта з фоном - великий, фон світлий.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Приміщення відділу має бічне природне освітлення через три світлових
отвори у зовнішній стіні (вікон). Розміри вікна: ширина 1,5 м; висота 2,2 м.
Нормований коефіцієнт природного освітлення для ІІІ розряду зорової праці
для території України дорівнює 1.5 %. Площа світлових отворів забезпечує
необхідний КПО, фактичне значення якого становить 25-30 %, що є достатнім
рівнем, обумовленим ДБН В.2.5-28-2018. Для темного часу доби передбачене
штучне освітлення. Приміщення обладнане чотирма світильниками, кожний з
яких має по дві люмінесцентні лампи денного світла, потужністю 60 Вт кожна.
Фактичне значення штучного загального освітлення складає 360 лк, а
нормативне значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає
ДБН В.2.5-28-2018.
Джерела вібрації в даній лабораторії відсутні, тому рівень вібрації
відповідає вимогам ДСН 3.3.6.039-99.
В даному приміщенні рівень шуму визначається в основному шумом від
друкувального пристрою (струменевого принтеру) і не перевищує 44-46 дБА,
що відповідає вимогам ДСН 3.3.6.037-99.
Приміщення розташоване в південній частині будинку, на стінах яких
поклеєні шпалери блідо-рожевого кольору із коефіцієнтом відбиття 40-60%,
шпалери мають матову структуру. Робоче місце обладнане відповідно до
вимог ДСТУ 8604:2015. У даному кабінеті робочі місця розташовані таким
чином, щоб у поле зору не потрапляли вікна й освітлювальні прилади. Екран
монітору розміщені під кутом 90-105о до вікна, у поле зору не потрапляють
поверхні з дзеркальним відбиттям. Співвідношення яскравості екрана з
найближчими поверхнями не перевищує 5:1, покриття столу матове з
коефіцієнтом відбиття 0,3-0,4. Монітор розміщений так, щоб відстань від очей
користувача до екрана складала не менше 700 мм, кут зору 30о. Руки
користувача розташовуються на робочому столі в горизонтальному
положенні, передбачена опора для спини.
Приміщення відділу відноситься до категорії В - пожежонебезпечних
приміщень, тому що є наявність горючих речовин: дерев'яні столи і стільці,
дерев'яна підлога, віконна рама; приміщення сухе з відносною вологістю 50-
60% (ДСТУ Б В.1.1-36:2016). Згідно умов експлуатації відповідно до ДБН
В.2.5-56-2014 приміщення обладнане системою пожежної сигналізації в складі
автоматичного теплового сповіщувача, який формує сигнал про пожежу при
виявлені чинника, що супроводжує пожежу – температури. На даний момент
система застаріла і не працює, тому потребує суттєвої модернізації.
Додатково для гасіння пожежі в приміщенні передбачений ручний
вуглекислотний вогнегасник типу ВВК-7, призначений для гасіння твердих і
рідких горючих речовин, а також електроустановок, який знаходиться на
видному місці при виході з кабінету з лівої сторони (Правила експлуатації та
типові норми належності вогнегасників).
При виникненні пожежі люди евакуюються з приміщення шляхом
виходу в коридор другого поверху, що веде на сходову клітку, яка має вихід
назовні через вестибюль.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (НПАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів.
Перевірка здійснюється згідно затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками на робочому місці до
початку роботи. Запис про проведення вступного інструктажу робиться у
спеціальному журналі.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у квартал, на
інших роботах – 1 раз на півріччя.
За результатами аналізу умов праці співробітників відділу, можна
зробити висновок, що всі параметри приміщення відділу відповідають
вимогам нормативних документів для даного типу роботи. Відхиленням від
встановлених вимог є відсутність системи кондиціонування і підігріву повітря
та застаріла система пожежної сигналізації. Виходячи з цього рекомендується
в кабінеті встановити систему кондиціонування і підігріву повітря та
модернізувати систему пожежної сигналізації.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації відділу
Пожежна сигналізація являється однією з найпоширеніших видів
сигналізації. Система пожежної сигналізації весь час удосконалюється,
винаходяться нові способи виявлення пожежі, знижується відсоток
помилкових тривог.
На будь-якому підприємстві, в кожному офісі слід мати пожежну
сигналізацію. Це продиктовано як бажанням власника забезпечити своє майно,
життя і здоров'я співробітників, так і державними стандартами і
нормативними актами. В цілому пожежна сигналізація призначена для
виявлення пожежі на стадії раннього спалаху, включення систем
світлозвукового або голосового сповіщення і активного пожежогасіння, а
також передачі сигналу тривоги на пульт охорони
Пожежна сигналізація - це складний комплекс технічних засобів, які
служать для своєчасного виявлення спалаху в зоні, що охороняється. Як
правило, робота охоронної сигналізації ефективніша, якщо використовувати її
в комплексі з останніми системами безпеки приміщення (охоронна
сигналізація, відеоспостереження, система контролю і управління доступом
(СКУД), установка пожежогасінні і т. ін.). Більш того, фахівці радять
інтегрувати охоронну сигналізацію і систему пожежної сигналізації, в одній
контрольній панелі. Ця інтеграція називається охоронно-пожежна
сигналізація.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
Наступним кроком в розвитку системи пожежної сигналізації є
автоматична пожежна сигналізація. Це система швидкої і автоматизованої
реакції на виникнення вогнища пожежі або задимлення. При виявленні цих
чинників автоматично спрацьовує система сповіщення про пожежу, установка
пожежогасіння, система димовидалення, також ліфтове господарство і СКУД.
Пожежна сигналізація складається з таких елементів: контрольна
панель, блок індикації або автоматизоване робоче місце (АРМ) на базі
комп'ютера, а також різних типів датчиків (сповіщувачів) і джерела
безперебійного живлення (ДБЖ).
Останній винахід в області пожежної сигналізації - це мультисенсорний
сповіщувач. Стандартний сповіщувач - це датчик, який реагує на появу яких-
небудь ознак пожежі: дим, температура і так далі Розробники вже давно були
спантеличені проблемою створення датчика, який би розглядав всі ознаки в
сукупності, а, отже, точніше визначав би наявність пожежі, на порядок,
зменшуючи помилкові тривоги пожежної сигналізації. Основні чинники, на
які реагує пожежна сигналізація, - це концентрація диму в повітрі, підвищення
температури, наявність чадного газу і відкритий вогонь. Першими були
винайдені мультисенсорні датчики, що реагують на сукупність двох ознак:
дим і підвищення температури. Але розвиток технологій пожежної
сигналізації не зупинився на цьому і тепер уже використовуються датчики
нового покоління, якою враховують сукупність три і навіть всіх чотирьох
чинників. На сьогоднішній день, багато фірм вже випускають системи
пожежної сигналізації з мультисенсорними датчиками. Найбільш відомі з них
System Sensor, Esser, Bosch Security Systems, мультисенсорний димовий
детектор Siemens і ін.
Рисунок 11.1 - Структурна схема системи пожежної сигналізації відділу
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
Для підвищення ефективності роботи пожежна сигналізація як правило
оснащена також і ручними сповіщувачами. Вони зазвичай мають вигляд
закритої прозорої коробки з червоною кнопкою і розміщуються на стінах в
місцях, легко доступних, аби в разі виявлення пожежі працівник без зусиль міг
оповістити все підприємство про небезпеку. Ручні оповіщувачі відносяться до
загальних вимог установки пожежної сигналізації на підприємствах.
Серед багатого різноманіття сучасних сповіщувачів пропонується
використати сучасний бездротовий датчик диму Ajax WS-501.
Бездротовий пожежний датчик Ajax WS-501 призначений для
визначення пожежі в приміщенні, що охороняється. Датчик виявляє дим з
допомогою інфрачервоного випромінювача і фотоприймача. Елементи
змонтовані в спеціальній димовій камері. При попаданні частинок диму в
камеру, фотоприймач виявляє спотворення інфрачервоного світла. Якщо диму
стає багато, спотворення променю стає сильним, датчик посилає повідомлення
по радіоканалу (без проводів) про пожежну тривогу на центральний блок і
включається вбудована в датчик звукова сирена. Датчик використовується для
виявлення диму в будинку, магазині, готелі, ресторані, офісній будівлі, школі,
банку, бібліотеці, складі і т.ін.
Рисунок 11.2 - Бездротовий датчик диму Ajax WS-501
• Датчик повністю бездротовий: легко встановлюється і настроюється
без спеціальних знань;
• Монтаж датчика не зашкодить ремонту приміщення;
• Регулярно передає сигнали тестування на центральний блок. У разі
якщо датчик спробують вкрасти або зламати, інформація про це негайно
передається на пульт;
• Передає сигнал про розряд батареї на центральний блок;
• Передає сигнал по бездротовому протоколу CONQUISTADOR;
• Передана інформація захищена від перехоплення за допомогою
плаваючого коду;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
• Максимальна відстань між брелоком і центральним блоком становить
550 м (за умови прямої видимості);
• При передачі використовується авторський алгоритм захисту від
накладення сигналів, що дозволяє уникнути втрати інформації при
одночасному спрацюванні декількох датчиків;
• Передана інформація захищається за допомогою спеціального
завадостійкого кодування. Це дозволяє передавати сигнал на великі відстані
навіть при наявності великої кількості радіочастотних перешкод;
• Працює з приймачем бездротових датчиків Ajax RR-104;
• Датчик використовує частоту загального призначення 868 МГц для
передачі сигналу. Вона не потребує ліцензії на використання.
Технічні характеристики датчика:
Тип датчика: бездротовий;
Тип сенсора: фотоелектричний;
Площа, що покривається: 20м2;
Гучність вбудованої сирени: 85 дБ;
Максимальна відстань між датчиками і централлю: 400 м;
Частота передачі: 868 МГц;
Потужність радіопередавача датчиків: 10 мВт;
Тип елемента живлення: батарея PP3 (Крона);
Термін роботи датчика від одного елемента живлення: до 2 років;
Робоча напруга: 9 В;
Споживаний струм в режимі бездіяльності/тривоги: 10 мкА/30 мА;
Діапазон робочих температур: -10 - +50 С;
Гарантія: 12 міс.
Максимальна відстань між димовими пожежними сповіщувачами,
сповіщувачем і стіною визначаються за таблицею 11.1, але не повинні
перевищувати значень, вказаних у технічній документації на сповіщувач.
Вибір пожежних сповіщувачів здійснюється в залежності від
характерних приміщень, виробництв, технологічних процесів відповідно ДБН
В.2.5-56-2014 «Системи протипожежного захисту».
Таблиця 11.1
Схема квадратного розміщення Схема трикутного розміщення
сповіщувачів сповіщувачів
Висота
приміщення
Максимальна відстань, м Максимальна відстань, м
що
захищається,
м між від між від
сповіщувачами, сповіщувача сповіщувачами, сповіщувача
м до стіни, м м до стіни, м
До 11,0 10,5 5,3 13 3,75
Понад 11,0 зазвичай за цих висот не застосовують, проте в окремих випадках
до 25,0 використання допускають.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
Приймач бездротових датчиків Ajax RR-104 призначений для того, щоб
приєднати бездротові датчики Ajax серії CONQUISTADOR до будь-якої
провідної охоронної централі. Принцип роботи дуже простий: Ajax RR-104
оснащений радіоканальним приймачем і НЗ транзисторними виходами. За
допомогою звичайних проводів виходи приймача з'єднуються з входами
централі. Таким чином НЗ виходи приймача стають аналогом звичайних
дротових датчиків для входів централі. При спрацьовуванні бездротового
датчика, він посилає сигнал на приймач. Приймач приймає його, обробляє і
розмикає відповідний датчику вихід. Централь у свою чергу сприймає
розмикання виходу приймача, як розмикання шлейфу датчика і видає тривогу.
Дозволяє зробити будь-яку дротову централь бездротовою. Приймач
приймає сигнал від радіоканальних датчиків, і за допомогою розмикання
виходів дає сигнали провідний централі, що підключається. Приймач
оснащений 12-ма транзисторними НЗ виходами (підтяжка до землі).
Максимальний комутований напруга/струм 20В/0,5 A. 8 виходів відповідають
8-ми охоронним зонам. До кожної зони можливо приєднати 5 бездротових
пристроїв - датчиків, кнопок брелоків, кнопок клавіатур. У разі, якщо
приєднаний датчик, що працює в імпульсному режимі - вихід при тривозі
розмикається на 1 сек, якщо приєднаний датчик, що працює в бістабільному
режимі - вихід змінює свій стан залежно від стану датчика. У разі, якщо
приєднані кнопки брелоків і/або клавіатур, які відповідають за
поставлення/зняття системи з охорони, вихід буде змінювати свій стан
залежно від натискань. 4 виходи використовуються для передачі сервісних
сигналів: спрацювання тампера датчика, відсутність сигналу тестування,
розряд батареї, глушіння радіоканалу. У випадку, якщо відбувається одне з
сервісних подій - сервісний вихід розмикається.
Приймач відстежує коректну роботу датчиків в мережі. У разі якщо в
контрольний проміжок часу сигнал тестування від датчика не отримано,
видається тривога. Приймач відстежує розряд батареї датчиків. У випадку,
якщо батарея одного з датчиків розряджається - негайно видається тривога.
Приймач виявляє глушіння радіоканалу зловмисниками. У разі включення
глушилки негайно видається сигнал тривоги. Для детектування глушіння
використовується адаптивний алгоритм, що дозволяє уникнути помилкових
спрацьовувань із-за природних перешкод у радіоканалі. В приймачі ведуться
протоколи сервісних і тривожних подій - завжди можна подивитися, в якому
конкретно датчику спрацював тампер, або сіла батарея, який саме датчик
відправляв сигнал тривоги.
Приймач оснащений спеціальним режимом тестування, який дозволяє
визначити співвідношення сигнал/шум для кожного датчика. Цей режим
дозволяє вибрати оптимальне місце установки для датчика.
Підтримує SMA антени для збільшення дальності роботи.
Основні технічні характеристики:
Дозволяє зробити дротову охоронну централь бездротовою;
Приймає сигнал від бездротових датчиків Ajax серії CONQUISTADOR;
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
Підключається до провідної централі;
12 транзисторних виходів: 8 охоронних зон, 4 сервісних виходи;
Підтримує до 40 бездротових пристроїв, до 5-ти в кожній зоні;
Контроль бездротових датчиків, детектування глушіння, журнал подій;
Приймач з цифровим синтезатором частот і кварцовою стабілізацією,
максимальна відстань між приймачем та передавачем 550 м.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків
: ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик о,В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Довідник із проектування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
14. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проектів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
18. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
19. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
20. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
21. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
22. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22387 49/04 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158