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/5794| Title: | Електропостачання підприємства з виробництва палетних конвеєрних систем |
| Authors: | Ткаченко, Валентин Федорович Павлов, Денис Вікторович |
| 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 підприємства з виробництва палетних конвеєрних систем. 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» зроблено розрахунок основних динамічних характеристик крокового двигуна, що входить до складу шліфувального верстату. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено економічний вибір трансформаторів КТП цеху з виробництва транспортерів. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні інформаційно-технічного відділу, а також розглянуто можливість модернізації системи пожежної сигналізації відділу. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5794 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Павлов.pdf Restricted Access | 7.02 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 21001 49/04
на тему:
«Електропостачання підприємства з виробництва палетних
конвеєрних систем»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 202ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Павлов Денис Вікторович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ _Валентин ТКАЧЕНКО
(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
Павлову Денису Вікторовичу ___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виробництва палетних конвеєрних
систем»
Керівник кваліфікаційної роботи Ткаченко Валентин Федорович, 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 –
5988,36 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2100 МВА; 5. Розміри цеху –
48×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 70 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 768,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розрахунок основних
динамічних характеристик крокового двигуна, що входить до складу шліфувального
верстату; 9. Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів КТП цеху
з виробництва транспортерів; 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 – Розрахунок основних динамічних характеристик крокового
двигуна, що входить до складу шліфувального верстату
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів КТП цеху з
виробництва транспортерів
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 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 ________________ Денис ПАВЛОВ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Валентин ТКАЧЕНКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виробництва
транспортерів .......................................................................................................... 10
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 21
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 25
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 26
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 27
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 30
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 30
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 30
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 34
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 38
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 38
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 40
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 42
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
тР озроб. Павлов Д.В. Електропостачання Літ Аркуш. Аркушів
Перев. Ткаченко В.Ф. 3 141
Т. контр. підприємства з виробництва
Н. конт р. Ключка К.М. палетних конвеєрних систем ФЕТАМ, ЕСЕ-202ск3
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 48
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 48
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 52
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 57
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 60
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 60
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 61
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 65
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 65
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 67
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 70
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 73
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 73
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 75
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 76
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 77
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 80
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 80
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 82
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 82
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлюваних систем ................................ 83
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 83
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 84
8.2.3. Електропостачання освітлюваних установок ........................................ 86
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 94
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 94
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 95
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 98
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 101
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 103
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 104
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 108
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 109
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 111
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 112
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 112
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 115
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 115
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 116
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 117
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 122
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 125
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 130
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні
інформаційно-технічного відділу ....................................................................... 130
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації у відділу .......................... 134
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 140
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 5
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проектуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню підприємства виробництва палетних
конвеєрних систем.
У ході проектування з врахуванням умов проектування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху з виробництва
транспортерів з вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір
устаткування підстанцій.
У розділі «Індивідуальне завдання» зроблено розрахунок основних
динамічних характеристик крокового двигуна, що входить до складу
шліфувального верстату.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» зроблено розрахунок економічного вибору трансформаторів КТП
цеху з виробництва транспортерів.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які
виникають в інформаційно-технічному відділі, а також розглянуто можливість
модернізації системи пожежної сигналізації у відділу.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
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
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме [1]:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виробництвом палетних конвеєрних систем.
Підприємством випускаються: палетні конвеєрні системи та комплектуючі під
замовлення споживача. На території підприємства розміщені будівлі і цехи
основного та допоміжного виробництва.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017».
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виробництва транспортерів
Силові електроприймачі цеху з виробництва транспортерів живляться
трифазним змінним струмом промислової частоти 50 Гц номінальною
напругою 380 В. Однофазне обладнання складається з малопотужних
установок, що включені на фазу 220 В. Вищих гармонік при експлуатації
обладнання не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики
приведено у таблиці 1.1.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 3 7,3 0,73
2 Установка подачі стрічки 3 5,4 0,8
3 Маніпулятор обертовий 3 8,6 0,91
4 Гартувальна піч 3 3,4 0,88
5 Установка подачі прутка 4 3,3 0,82
6 Пила дискова 4 1,4 0,88
7 Маніпулятор штирів 4 5,7 0,92
8 Верстат токарний 4 7,5 0,78
9 Шліфувальний верстат 4 10 0,81
10 Установка очищення штирів 4 4,4 0,84
11 Насос 4 8,2 0,86
12 Складальний прес 4 12 0,77
13 Установка формування бухт 4 6,9 0,82
14 Установка пластин 1 32 0,84
15 Масляна ванна охолодження 1 22 0,8
16 Вібраційний лоток 1 10 0,9
17 Насос очищенної оливи 1 5,5 0,85
18 Установка очищення оливи 1 11 0,78
19 Насос рециркуляції оливи 2 6 0,85
20 Прес отворний 3 14 0,79
21 Конвеєр 3 8 0,8
22 Прес з`єднувальних пластин 3 16 0,78
23 Установка подачі сталі 3 6,6 0,86
24 Вентилятори 6 36 0,88
25 Насос 2 5,7 0,84
26 Міксер 1 3,1 0,8
70
Однофазні електроприймачі
1 Компресор 3 1,4 0,9
2 Термофен 3 1,8 0,9
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 обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо - сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 48×60×6, з площею освітлення S=2880 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним
середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні
пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і
струмові дні частини електроустаткування.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2100 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 100 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 301,8 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності [3, 4].
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
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 21001 49/04 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
n
Pном,3 pном n 7,3 3 21,9 кВт.
1
n
Рном цеху Pном.n 768,5 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у группу
n n
Qном qном рном tg 21,9 0,94 20,6 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
n 2
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
n ном 2 765,5
е 42,7 43 шт.
pном max 36
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
К
n Коефіцієнт використання 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 21001 49/04 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 530
Кв, цеху 0,69 . (2.7)
n 768,5
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,1530 583 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 344,7 344,7 . квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S P2
роз роз Q2 2 2
роз 583 344,7 677,3 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5,16].
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном m ax ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
де Рном max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А , ТВ – відносна тривалість включення в
долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
pном max ф p
p ном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
К (b)
в(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax(o)
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
(2.18)
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз у Pроз у Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q (c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
В цеху використовується три компресора та три термофена, з наступними
паспортними даними:
��пасп = 1400 Вт; ��������пасп = 0,92; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��пасп = 1800 Вт; ��������пасп = 0,9; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
Рном.у = 3 ∙ 1,4 ∙ 0,4 + 3 ∙ 1,8 ∙ 0,4 = 6,1 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 6,1 ∙ 0,9 = 5,5 квар.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлюваних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлюваних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлюваних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. kп Pп.о.ф S , (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =2880 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність освітлюваних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
E
P ф kз.ф
п.о.ф Pп.ос.табл k , (2.21)
100 k ρ
з.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2 [7];
Eф – фактична нормаосвітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5;
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], k ρ 1,15.
200 1,4 Вт
Pп.о.ф 3,8 1,15 8,2 ,
100 1,5 м2
Pmax ос. 0,95 8,2 2880 22,3 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Qmax ос. Pmax ос. tg0, (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 22,3 0,33 7,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху Рроз у 583 22,3 6,1 605,3 кВт, (2.23)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху Qроз. у 344,77,45,5352,1 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
SТП 2 2
Р 2 2
0,4 цеху Q0,4 цеху (605,3) (352,1) 700,3 кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 0,9 .
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2
N N 2
SННГПП Ко P0,4цеху Q0,4цеху 0,9 5703,223393,72 5972,9 кВА (2.26)
i i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 5972,9 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів приводимо у вигляді
таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним, характеру і
специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 10 % ) [3, 4].
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють
у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками [3].
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства [3]. В останньому випадку в якості
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 2
роз r m ,
i
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
кола; m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства [3].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
оc.н
роз ос. цеху , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху з виробництва транспортерів
вказані параметри картограми електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
360 583
с.н 347;
605,3
360 22,3
ос.н 13.
605,3
Рр0,38 605,3
ri 37,1 мм.
3,14 m 3,14 0,14
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )
i
Y i 1 , (2.30)
n
Pp i
i1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Рр, Р с.н осв.
р.ос, Р0,4 цех, ri, мм
кВт кВт кВт град град
1 2 3 4 5 6 7
Ливарний цех.
Штампувальний цех. 1211,4 71 1282,4 340 20 55
Зварювальний цех
Цех з виготовлення
прямих палетних
роликових конвеєрів.
830 31,3 861,3 347 13 45,1
Цех з виготовлення
палетних ланцюгових
конвеєрів
Цех з виготовлення
вертикальних
палетних підйомників. 412,4 41,1 453,5 327 33 32,7
Склади.
Фарбувальний цех
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.5
1 2 3 4 5 6 7
Цех поворотних
конвеєрних модулів.
622,8 103,7 726,5 309 51 41,4
Цех пластичного
лиття
Механічний цех.
Насосна станція.
712,3 46,9 759,2 338 22 42,3
Служба технологів.
Гаражі
Заводоуправління.
Конструкторський
211,9 88,1 300 254 106 26,6
відділ. Випробувальна
лабораторія
Цех з виробництва
583 22,3 605,3 344 13 37,1
транспортерів
Ремонтний цех. Цех
676,2 38,8 715 340 20 41,1
гумового лиття
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН підприємства
Найменування Рр, Р -4 -4
р.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X10 , Pр0,38Y10 ,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Ливарний цех.
Штампувальний
1211,4 71 1282,4 60 350 76944 448840
цех. Зварювальний
цех
Цех з виготовлення
прямих палетних
роликових
конвеєрів. Цех з
830 31,3 861,3 130 270 111969 232551
виготовлення
палетних
ланцюгових
конвеєрів
Цех з виготовлення
вертикальних
палетних
412,4 41,1 453,5 300 280 136050 126980
підйомників.
Склади.
Фарбувальний цех
Цех поворотних
конвеєрних
622,8 103,7 726,5 270 180 196155 130770
модулів. Цех
пластичного лиття
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Механічний цех.
Насосна станція.
712,3 46,9 759,2 400 150 303680 113880
Служба технологів.
Гаражі
Заводоуправління.
Конструкторський
відділ. 211,9 88,1 300 380 30 114000 9000
Випробувальна
лабораторія
Цех з виробництва
583 22,3 605,3 150 90 90795 54477
транспортерів
Ремонтний цех. Цех
676,2 38,8 715 70 90 50050 64350
гумового лиття
1079643 1180848
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi) 1079643
Х i1 =189,4 м,
n
P 5703,2
p.i
i1
n
(Pp y )
i i
Y i 1 1180848
=207,4 м.
n
P 5703,2
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [9].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 4.7,
розраховуємо ЦЕН.
Х ЦЕН 29,5 м.YЦЕН 32,7 м.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а йменування ��ном. �� , �� , �� ��
��ном. ∙ �� �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м м ном. ∙ ��
м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Тельфер 7,3 11 80,3 46 335,8
1.2 Тельфер 7,3 43 313,9 25 182,5
1.3 Тельфер 7,3 24 175,2 3 21,9
2.1 Установка подачі стрічки 5,4 9 48,6 42 226,8
2.2 Установка подачі стрічки 5,4 12 64,8 42 226,8
2.3 Установка подачі стрічки 5,4 15 81 42 226,8
3.1 Маніпулятор обертовий 8,6 9 77,4 39 335,4
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3.2 Маніпулятор обертовий 8,6 12 103,2 39 335,4
3.3 Маніпулятор обертовий 8,6 15 129 39 335,4
4.1 Гартувальна піч 3,4 9 30,6 35 119
4.2 Гартувальна піч 3,4 12 40,8 35 119
4.3 Гартувальна піч 3,4 15 51 35 119
5.1 Установка подачі прутка 3,3 20 66 45 148,5
5.2 Установка подачі прутка 3,3 26 85,8 45 148,5
5.3 Установка подачі прутка 3,3 34 112,2 45 148,5
5.4 Установка подачі прутка 3,3 44 145,2 45 148,5
6.1 Пила дискова 1,4 20 28 42 58,8
6.2 Пила дискова 1,4 26 36,4 42 58,8
6.3 Пила дискова 1,4 34 47,6 42 58,8
6.4 Пила дискова 1,4 44 61,6 42 58,8
7.1 Маніпулятор штирів 5,7 21 119,7 40 228
7.2 Маніпулятор штирів 5,7 27 153,9 40 228
7.3 Маніпулятор штирів 5,7 35 199,5 40 228
7.4 Маніпулятор штирів 5,7 45 256,5 40 228
8.1 Верстат токарний 7,5 19 142,5 39 292,5
8.2 Верстат токарний 7,5 25 187,5 39 292,5
8.3 Верстат токарний 7,5 33 247,5 39 292,5
8.4 Верстат токарний 7,5 41 307,5 39 292,5
9.1 Шліфувальний верстат 10 23 230 38 380
9.2 Шліфувальний верстат 10 25 250 38 380
9.3 Шліфувальний верстат 10 35 350 38 380
9.4 Шліфувальний верстат 10 37 370 38 380
10.1 Установка очищення 4,4 23 101,2 38 167,2
10.2 Установка очищення 4,4 25 110 36 158,4
10.3 Установка очищення 4,4 35 154 36 158,4
10.4 Установка очищення 4,4 37 162,8 36 158,4
11.1 Насос 8,2 20 164 35 287
11.2 Насос 8,2 26 213,2 35 287
11.3 Насос 8,2 34 278,8 35 287
11.4 Насос 8,2 40 328 35 287
12.1 Складальний прес 12 24 288 32 384
12.2 Складальний прес 12 24 288 28 336
12.3 Складальний прес 12 24 288 24 288
12.4 Складальний прес 12 24 288 20 240
Установка формування
13.1 6,9 31 213,9 32 220,8
бухт
Установка формування
13.2 6,9 31 213,9 28 193,2
бухт
Установка формування
13.3 6,9 31 213,9 24 165,6
бухт
Установка формування
13.4 6,9 31 213,9 20 138
бухт
14 Установка пластин 32 10 320 27 864
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Масляна ванна
15 22 10 220 22 484
охолодження
16 Вібраційний лоток 10 12 120 18 180
17 Насос очищенної оливи 5,5 5 27,5 27 148,5
Установка очищення
18 11 5 55 24 264
оливи
Насос рециркуляції
19.1 6 5 30 23 138
оливи
Насос рециркуляції
19.2 6 5 30 22 132
оливи
20.1 Прес отворний 14 16 224 17 238
20.2 Прес отворний 14 16 224 15 210
20.3 Прес отворний 14 16 224 13 182
21.1 Конвеєр 8 19 152 12 96
21.2 Конвеєр 8 23 184 12 96
21.3 Конвеєр 8 28 224 12 96
Прес з`єднувальних
22.1 16 19 304 10 160
пластин
Прес з`єднувальних
22.2 16 23 368 10 160
пластин
Прес з`єднувальних
22.3 16 28 448 10 160
пластин
23.1 Установка подачі сталі 6,6 19 125,4 6 39,6
23.2 Установка подачі сталі 6,6 23 151,8 6 39,6
23.3 Установка подачі сталі 6,6 28 184,8 6 39,6
24.1 Вентилятори 36 46 1656 48 1728
24.2 Вентилятори 36 46 1656 47 1692
24.3 Вентилятори 36 46 1656 45 1620
24.4 Вентилятори 36 49 1764 48 1728
24.5 Вентилятори 36 49 1764 47 1692
24.6 Вентилятори 36 49 1764 45 1620
25.1 Насос 5,7 50 285 42 239,4
25.2 Насос 5,7 50 285 40 228
26 Міксер 3,1 44 136,4 38 117,8
РАЗОМ 768,5 22695,7 25163,5 29,5 32,7
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище
вказані фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства [3].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв [1].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам [3]:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
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.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1 [8].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП [8].
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
2SВН ГПП 0,9 5703,2 119,5 3393,7 597,32 6353,3кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02·5972,9 119,5 кВт,
Q т 0,1 Sпр 0,1·5972,9 597,3 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 6353,3 1,4
Іроз = Кзав.Л 23,4 А, (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
де Кзав.Л =1,4 – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [12], для якого Ідоп=265 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
23,4 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 23,4 А <1.1,25.265 А;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [12] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [12].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 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 [9].
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Pі Q
Ia ;А; I і
p . (3.6)
3 Uі 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф U / /
ф2 Uф jUф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) U j
ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U / )2 / / 2
ф1 ф2 ф (Uф ) , (3.9)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ .. (3.10)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U//
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U / .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR Q X P R Q X
U 3 (Ia R I X) і і і
p . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.14)
де r0 , x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ / /
0 Х0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Dcp 3 D12 D13 D23 , м (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність) [3].
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
r cт
пр 1,151,20 , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 5703,2 Q 3393,7
Ia 30 А; Ip і 17,8А.
3 Uі 1,73 110 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 100 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132100 =13,2 Ом,
X X 0 L , X = 0,38100= 38 Ом.
U/
ф 30 13,2+17,8 381072,4 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U/ /
ф 17,8 3830 13,2 280,4 В.
модуль U1ф цієї напруги
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uф1 (1100001072,4)2 (280,4)2 111072,8 В,
та його фаза
U/ /
ф 280,4
arctg / arctg 0,003 .
Uф2 Uф 110000 1072,4
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111072,8110000 1072,8В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
U
ф 1072,8
U% 100% 100% 0,98%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Р тр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02·5972,9 119,5 кВт,
Q т 0,1 Sпр 0,1·5972,9 597,3 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р0,38цеху i Р 2
тр ) (Q Q 2
тр ); (4.3)
0,38цеху i
S 0,9
np(6 ст.) 2 2
5703,2 119,5 3393,7 597,3 6353,3 кВ А.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
6353,3
Sтр 4538,1 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе Kз.а 1,37, що згідно 6 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Sмакс
S кВА
7500
7000
7090
6500
Sн.тр
6000 6381
5500
5672
5000
5101
4963
4500
4000 4254 4254
3500
3545
3000
2500 2836 2836 2836
2000
2127 2127
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
1 (S 2
i ti )
К 1i
І (4.5)
S n
н.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
((2,83 1) (2,12 1) (2,12 2) (2,83 1) (5,11)
1 (4,96 3) (4,25 3) (4,25 3) (3,54 1) (2,83 1))
К1 0,62 .
6,3 (11 2 11 3 3 311)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S 2
1 i ti )
К 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр ti
i1
` 1 ((6,38 2) (5,67 2) (7,09 3))
К2 0,4.
6,3 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
К `` 0,9 6353,3
2 0,91.
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [6] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,91.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =6300 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
ном Т . (4.7)
2
6300 3176,65 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [6], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі нашого
цеху з виробництва транспортерів.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 7, кВА;
S – площа приміщення, м2.
700,3
S 0,2 кВА
2 .
2880 м
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
Nmin
м N ; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 7, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп7 700,3
Sн.тр 500,2 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 630 кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
605,3
Nmin 0,6 2 шт ,
630 0,7
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Qmax .T (Nе кз.ф S 2 2
н.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП 700,3
з.ф , к
N S з.ф 0,5;
e н.тр 2 630
Qmax.T (2 0,5 630)2 605,32 303,8 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 352,1 303,8 48,2 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _
HK 2 Qм QHK1 Nе Sн.тр; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 352,2 48,2 0,44 2 630 77 квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2=48,2 77 125,3 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 630 кВА, та дві конденсаторні установки марки УК3-0,415-60 Т3
потужністю Qкку=60 квар із напругою живлення U=0,38 кВ кожна.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qвк 0,92 3393,7 597,3 301,8 1680 1738 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [8]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення [8].
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції [8].
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання [9].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 + 0,1 Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2
S Л = Рmax 10 і +
i 2
Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП7
Рmax 10 = 605,3+ 0,02 630=617,9 кВт,
Qmax 10 = 352,1+ 0,1 630 415,1 квар,
SЛ _ ТП7 617,92 415,12 744,4 кВА.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, S
ном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП1 1282,4 728,9 1000 1302,4 828,9 1543,8
ТП2 861,3 515,7 630 873,9 578,7 1048,1
ТП3 453,5 263,9 630 466,1 326,9 569,3
ТП4 726,5 423,5 630 739,1 486,5 884,8
ТП5 759,2 448,6 630 771,8 511,6 925,9
ТП6 300 155,7 630 312,6 218,7 381,5
ТП7 605,3 352,1 630 617,9 415,1 744,4
ТП8 715 505,3 630 727,6 568,3 923,2
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 1
Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro, xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 7, який обрано у якості прикладу
Sл,(ТП7) 744,4
Iр.Л,(ТП7) 43 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
І 43
Fек 30,7 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-7.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×16), Іном.каб=75 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 43 75 1,04 0,87 1,25 84,8А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 І л L(r0 cos φ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU= 3 430,14 (0,24 0,77+0,0084 0,63)=1,94 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В.
Аналогічно робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП LКЛ, Sл, Іроз Л, Fек, I 2
доп, Прийнята F, мм
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 320 1543,8 89,2 63,7 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП2 300 1048,1 60,6 43,3 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 360 569,3 32,9 23,5 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 240 884,8 51,1 36,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 330 925,9 53,5 38,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП6 350 381,5 22,1 15,8 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 140 744,4 43 30,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП8 180 923,2 53,4 38,1 115 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 115 АСБГ(3×35)
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ розділ 1.4.9 – 1.4.13, є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції [15].
Розрахункова схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр К2
К3 К2 К4 К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-7 ТП-4 ТП-1
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов [15].
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
Iб б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
100
Iб1 5,5 .
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,048.
2100
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
*л r0л lл ,
U 2
б1
100
R *л 0,38 100 0,287;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X б
*л x 0л lл ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 100 0,045.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х кз б
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 66
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 1,66 ;
0,0932 0,287 2
Х сум (К1) Х с Х пл ,
Х сум (К1) 0,048 0,045 0,093 ;
R сум (К1) R пл ,
R сум (К1) 0,287 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К1) визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к сум(К1)
уд(К1) 1 е ,
0,287
3,14( )
к 1 2,718 0,093
уд(К1) 1,13.
і уд(К1) 2 1,66 1,13 2,63.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,08 ;
1,762 0,287 2
Х сум (К2) Х с Х пл Х тр ,
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Х сум (К 2) 0,048 0,045 1,66 1,76 ;
R сум (К2) R пл ,
R сум (К2) 0,287 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,08 1,01 4,35
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,287
3,14( )
к 1,76
уд(К2) 1 2,718 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,69 ;
1,8382 2,682
Х сум (К3) Х с Х пл Х тр Х л1 ,
Х сум (К3) 0,046 0,045 1,66 0,078 1,838 ;
R сум (К3) R пл R л1 ,
R сум (К3) 0,287 2,4 2,68 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,69 1,06 2,51
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
2,68
3,14( )
к уд(К3) 1 2,718 1,838 1,06.
В точці К4
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,4 ;
1,8212 1,387 2
Х сум (К 4) Х с Х пл Х тр Х л2 ,
Х сум (К4) 0,048 0,045 1,66 0,061 1,821 ;
R сум (К 4) R пл R л2 ,
R сум (К4) 0,287 1,1 1,387 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,4 1,03 3,47
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к сум(К4)
уд(К4) 1 е ,
1,387
3,14( )
к 1 2,718 1,821
уд(К4) 1,03.
В точці К5
І
Ікз(К5)
б2
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,75 ;
1,819 2 0,827 2
Х сум (К5) Х с Х пл Х тр Х л3 ,
Х сум (К5) 0,048 0,045 1,66 0,059 1,819 ;
R сум (К5) R пл R л3 ,
R сум (К5) 0,287 0,54 0,827
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,75 1,02 3,93
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К5)
уд(К5) ,
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0,827
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,819 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Х*к, в.о. R*к, в.о. Z*к, в.о. Ік.з. кА Іуд. кА
К1 0,093 0,287 0,3 1,66 2,63
К2 1,76 0,287 1,78 3,08 4,35
К3 1,838 2,687 3,26 1,69 2,51
К4 1,821 1,387 2,29 2,4 3,47
К5 1,819 0,827 2 2,75 3,93
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях [15].
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,045 0,16 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S 1 k S 3
к к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 2100 3150 кВА.
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ.
1 3150
Ikc 16,6 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х со б х х ,
І (1) с1 с2
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,045 0,045 0,9 Ом.
16,6
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(0,9 0,16) (1,66 1,66)
х 0 0,8 .
(0,9 0,16) (1,66 1,66)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 , кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,048 0,045 0,093 (Ом).
(1) 3 1 5,5
ІkА1 16,7 (кА) .
0,093 0,093 0,8
.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на [8]:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ.
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту приєднань
від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю
чи частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді [8].
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ* 40/2500У1 з
допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі,
роз’єднувачі, що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по
максимальному струму і номінальній напрузі та перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=37,3 А Iн=2500 А
іуд =2,63 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =1,66 кА Iвідкл. =40 кА
В І2 t 2,632
к t ф 0,035 0,24 В І 2
к m t m 102 2 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=37,3 А Iн=1000 А
іуд =2,63 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =1,66 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВЭ-10-20/1000 з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 328,8 А Iн=1000 А
іуд =4,35 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,08 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2 t 2 2 2
t ф 4,35 0,12 2,27 Вк І m t m 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
5972,9
Імах(ввід) 328,8 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(секційний)=164,4 А Iн=630 А
іуд =4,35кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,08 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t t ф 4,352 0,12 2,27 В І 2
к m t 2
m 52 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 5972,9
Імах(секційний) 164,4 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(ввід)= 164,4 А Iн=2000 А
іуд =4,35 кА ід= 70 кА
Вк І2
t t ф 4,352 0,12 2,27 Вк І 2
t t т.с. 70 1 70
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S I2
2 Н 2 Н (rприл rк )
rпров ,
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 (м).
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 (м).
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
lp ρ
Fпров. ,
rпров.
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом),
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tg P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр ЭВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ-7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Іt t
ф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр t зах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
3160 0,2
F 2
min 17 мм .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП7 має переріз F=16 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів
КЗ Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [2].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проектуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проектуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проектується [3].
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначається характером середовища в приміщенні [3, 4].
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлюваних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлюваних установок складається із світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла та світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлюваних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k з Е min S z
Ф , (8.1)
N η
де kз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5[7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=2880 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
4860
N 85,6 86
2 шт.
5,8
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
48 60
і 4,6;
(48 60) 5,8
1,5 200 2880 1,15
Ф 19255,8 лм.
86 0,6
Приймаю до встановлення 86 світильників ГСП03-125 з розмірами
460 × 535 та лампами ДРЛ 400 (Фл = 23000 лм; Р = 400 Вт).
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників провожу перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом за кривими
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 23000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
19255,8 1,2 15,9
Е 244,9 лк.
1000 1,5
Отримане значення освітленості не повинно бути меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 244,9 лк.
8.2.3. Електропостачання освітлюваних установок
Напруга освітлюваних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
використовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
використовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах
– не вище 12 В.
Схеми електропостачання освітлюваних установок.
Схеми електропостачання освітлюваних установок повинні
забезпечувати:
- необхідний рівень надійності електропостачання;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
електропостачання;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювані навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлюваних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливість
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або 220/127
В неприпустима для освітлюваної установки за умовами безпеки.
В освітлюваних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело електропостачання з груповими щитками освітлення.
Групові лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м,
довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми електропостачання
освітлюваних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і забезпечують
більш високу надійність електропостачання. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність електропостачання. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем електропостачання освітлюваних
установок: а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності електропостачання, а в
деяких випадках і для другої категорії при використанні
однотрансформаторних підстанцій для електропостачання силових споживачів,
освітлювальні мережі як робочого, так і аварійного освітлення живляться від
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
цього трансформатора (рисунок 8.4). Для підвищення надійності
електропостачання аварійного освітлення варто передбачити можливість його
підключення до найбільш близько розташованого іншого трансформатора за
допомогою кабельної перемички.
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлюваних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить електропостачання освітлюваних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема електропостачання освітлюваної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного
освітлення
Рисунок 8.5 – Схема електропостачання освітлюваної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлюваної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників [7].
Для освітлюваних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлюваних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
86
Рроз 11,12 0,4 38,5 Вт.
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [12].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлюваної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлюваної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлюваної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
І роз 10
роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 103
І роз
роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 3 3
І роз 10 Рроз 10
роз .
3 U л cos 3 Uф cos
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлюваної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рроз 103
38,5 103
І роз 65,1 А.
3 Uф cos 3 380 0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 65,1 = 81,4 А
Для електропостачання обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель
типу АВВГ (3х16)+(1х10) з допустимим струмом Ідоп.=90 А.
Розрахунок цехової освітлюваної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел електропостачання. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела електропостачання до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлюваної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 8,5
�� = = 1,35 %;
630
�� = 5,5 − 1,35 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,35 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,09 %;
∆��м = 105 − 3,09 − 97,5 = 4,41 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлюваної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [12, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 60 ∙ 6,41 + 66 ∙ 6,41 + 72 ∙ 6,41 + 78 ∙ 6,41 + 84 ∙ 6,41 + 90 ∙ 6,41 =
= 2884,5 кВт ∙ м;
2884,5
∆�� = = 3,9 %.
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ [9].
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній електропостачання [9] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії електропостачання, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л I макс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Iр, Iмакс., Iдоп.кабелю,
Назва споживача Марка
А А А
Тельфер 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Установка подачі стрічки 10,3 12,8 19 АВВГ(4×2,5)
Маніпулятор обертовий 14,4 18 19 АВВГ(4×2,5)
Гартувальна піч 5,9 7,3 19 АВВГ(4×2,5)
Установка подачі прутка 6,1 7,7 19 АВВГ(4×2,5)
Пила дискова 2,4 3 19 АВВГ(4×2,5)
Маніпулятор штирів 9,4 11,8 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат токарний 14,6 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Шліфувальний верстат 18,8 23,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Установка очищення штирів 8 10 19 АВВГ(4×2,5)
Насос 14,5 18,1 19 АВВГ(4×2,5)
Складальний прес 23,7 29,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Установка формування бухт 12,8 16 19 АВВГ(4×2,5)
Установка пластин 57,9 72,4 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Масляна ванна охолодження 41,8 52,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Вібраційний лоток 16,9 21,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос очищенної оливи 9,8 12,3 19 АВВГ(4×2,5)
Установка очищення оливи 21,5 26,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос рециркуляції оливи 10,7 13,4 19 АВВГ(4×2,5)
Прес отворний 27 33,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Конвеєр 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Прес з`єднувальних пластин 31,2 39 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Установка подачі сталі 11,7 14,6 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятори 62,2 77,8 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Насос 10,3 12,9 19 АВВГ(4×2,5)
Міксер 5,9 7,4 19 АВВГ(4×2,5)
Компресор (220 В) 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5)
Термофен (220 В) 8,2 10,3 32 АПвВГ (2х2,5)
Щиток освітлення ЩО 65,1 81,3 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [12].
Наприклад, для РП 7:
��роз.РП = (18,8 ∙ 2 + 8 ∙ 2 + 14,5 ∙ 2) ∙ 0,78 = 64,4 А.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення
заношу до таблиці 8.2.
Робимо послідуючі розрахунки так само, дані заносимо в таблицю 8.2.
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шинопроводів
I , I , I ,
Найменування РП роз.РП макс. доп.кабелю
Марка
А А А
Розподільчий пункт РП-1 83,5 104,3 115 АВВГ (3х25)+(1х16)
Розподільчий пункт РП-2 50,7 63,4 65 АВВГ (3х10)+(1х6)
Розподільчий пункт РП-3 50,7 63,4 65 АВВГ (3х10)+(1х6)
Розподільчий пункт РП-4 291,1 363,9 400 2АВВГ (3х70)+(1х35)
Розподільчий пункт РП-5 32,5 40,7 50 АВВГ(3х6)+(1х4)
Розподільчий пункт РП-6 64,4 80,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-7 64,4 80,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-8 41,1 51,4 65 АВВГ (3х10)+(1х6)
Розподільчий пункт РП-9 113,9 142,4 165 АВВГ (3х50)+(1х25)
Розподільчий пункт РП-10 97,3 121,6 135 АВВГ (3х35)+(1х16)
Розподільчий пункт РП-11 147,8 184,8 200 АВВГ (3х70)+(1х35)
Конденсаторна установка 91,1 113,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в
табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Ірозрп.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлюваних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ (%) UТ (%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
UТ max (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
Uа КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U 2 2
р UКЗ - Uа – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S .
2 ТП
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.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
��ном 700,3
��р = = = 43 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжина кабеля, який живить споживача; ��кл = 200 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
АСБГ(3х16) Ідоп=90 А; �� = 1,54 Ом/км,
�� = 0,072 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 43,2 ∙ 0,2 ∙ (1,54 ∙ 0,8 + 0,072 ∙ 0,527) = 18,9 В;
380
∆��л(%) = ∙ 100% = 1,91%;
18,9
100 − 3,09 − 1,91 = 95 ≥ 95 %.
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і
відключень електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ
Електрощит» в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ГОСТ 28249–93 [13]. 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 за умовами КЗ, для вибору комутаційних
апаратів, уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ.
Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку
залежать від цілі розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі
розрахункової схеми слід враховувати передбачені для даної електроустановки
умови її усталеної роботи і не зважати на короткочасні зміни схеми, не
передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи на різних ступенях напруги з
електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1
кВ є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на
одному ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення
еквівалентів схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір �� .
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
де ��ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
��ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
��відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
400
�� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
��КЗ ∙ ��НН ном.
�� = ∙ 10 ; (8.14)
��
100 ∙ ��КЗ ��
�� = �� − ∙ НН ном.
к ∙ 10 , (8.15)
�� ��
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
8,5 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 3,43 мОм;
630
100 ∙ 8,5 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 13,54 мОм.
630 630
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [13]:
rQF2 = 0,65 мОм;
rQF3 = 2,15 мОм;
XQF1 = 0,1 мОм;
XQF2 = 0,17 мОм;
XQF3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500
А) можна зневажити.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[13]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю,
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [13].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,549 ∙ 65 = 35,6 мОм;
�� = 0,065 ∙ 65 = 4,22 мОм;
�� = 9,61 ∙ 7 = 67,27 мОм;
�� = 0,098 ∙ 7 = 0,686 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + ��
+ �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1 + 2,15
+ 0,1 + 67,27 = 115,37 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 + 1,2 + 0,686 = 23,11 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1)
�� (К ) = 115,37 + 23,11 = 117,66 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 1960 А.
√3 ∙ 117,66 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 35,6 + 0,1
= 45,83 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 4,22 = 21,23 мОм.
�� (К ) = 45,83 + 21,23 = 50,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 4567 А.
√3 ∙ 50,5 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� +;
�� (К ) = 3,43 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 7,38 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,5 + 13,54 + 0,1 + 2,7 = 16,84 мОм.
�� (К ) = 7,38 + 16,84 = 18,38 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 12548 А.
√3 ∙ 18,38 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 12548 = 17,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 4567 = 6,3 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 1960 = 2,7 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
куд 1 е сум ,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,25,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,23,
,
, ( )
�� = 1 + 2,718 ,
уд(К ) = 1,53.
��уд(К ) = √2 ∙ 12,5 ∙ 1,25 = 21,8 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 4,56 ∙ 1,23 = 7,85 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 1,9 ∙ 1,25 = 3,3 кА.
Значення ударного струму КЗ ��уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ �� , мОм �� , мОм ��к.з, кА �� , кА ��уд, кА
К1 7,38 16,84 12,5 17,7 21,8
К2 21,23 45,83 4,56 6,3 7,85
К3 21,11 115,37 1,9 2,7 3,3
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою:
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності
повітряної лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1,25 1,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ. Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір, 1,1. Ір Тип І , І , І ,
Найменування обладнання н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Установка подачі стрічки 10,3 11,3 ВА47-29 63 13 500
Маніпулятор обертовий 14,4 15,8 ВА47-29 63 16 500
Гартувальна піч 5,9 6,5 ВА47-29 63 8 500
Установка подачі прутка 6,1 6,7 ВА47-29 63 8 1000
Пила дискова 2,4 2,7 ВА47-29 63 3 1000
Маніпулятор штирів 9,4 10,4 ВА47-29 63 13 500
Верстат токарний 14,6 16,1 ВА47-29 63 20 500
Шліфувальний верстат 18,8 20,7 ВА47-29 63 25 500
Установка очищення штирів 8 8,8 ВА47-29 63 10 500
Насос 14,5 16 ВА47-29 63 16 500
Складальний прес 23,7 26,1 ВА47-29 63 32 500
Установка формування бухт 12,8 14,1 ВА47-29 63 16 500
Установка пластин 57,9 63,7 ВА47-100 100 80 1000
Масляна ванна охолодження 41,8 46 ВА47-29 63 50 500
Вібраційний лоток 16,9 18,6 ВА47-29 63 20 500
Насос очищенної оливи 9,8 10,8 ВА47-29 63 13 500
Установка очищення оливи 21,5 23,6 ВА47-29 63 25 500
Насос рециркуляції оливи 10,7 11,8 ВА47-29 63 13 500
Прес отворний 27 29,7 ВА47-29 63 32 500
Конвеєр 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Прес з`єднувальних пластин 31,2 34,3 ВА47-29 63 40 500
Установка подачі сталі 11,7 12,8 ВА47-29 63 13 500
Вентилятори 62,2 68,5 ВА47-100 100 80 1000
Насос 10,3 11,4 ВА47-29 63 13 500
Міксер 5,9 6,5 ВА47-29 63 8 500
Компресор (220 В) 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 150
Термофен (220 В) 8,2 9 ВА47-29 63 3 150
Щиток освітлення ЩО 65,1 71,6 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-1 83,5 91,8 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-2 50,7 55,8 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-3 50,7 55,8 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-4 291,1 320,2 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-5 32,5 35,8 ВА47-29 63 40 500
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 8.5
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-6 64,4 70,9 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-7 64,4 70,9 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-8 41,1 45,2 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-9 113,9 125,3 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-10 97,3 107 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-11 147,8 162,6 ВА88-35 250 200 2000
Конденсаторна установка 91,1 100 ВА47-100 100 100 1000
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для Ір= 147,8 А, Ідоп.л=200 А, Ізах=200 А.
1 ∙ 200 ≥ 1 ∙ 147,8 А
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / / / / / /
прп f , де I / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1 c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [14].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме –
п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі 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 блочного обладнання: комплектних
трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних розподільчих установок
різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність їх роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднання їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок веде до значного спрощення будівельної частини
електроустановок, так як не потрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Комплектна трансформаторна підстанція внутрішньої
установки
Компоновку комплектної трансформаторної підстанції внутрішньої
установки (КТПВ) здійснюю на базі продукції ТОВ «Новокаховський
електромеханічний завод».
КТПВ призначені для прийому, перетворення та розподілу електричної
енергії трифазного струму частотою 50 Гц, номінальної напруги 10/0,4 кВ.
КТПВ складаються з наступних частин:
- пристроїв вводу високої напруги (ПВН) з виводом силових шин в коробі;
- силових трансформаторів;
- розподільчого пристрою низької напруги (РУНН) 0,4 кВ з виводами
силових та нульової шини в коробі;
- щитка обліку;
- шинного мосту.
КТПВ виконуютсья в повністю зібраному вигляді або транспортними
блоками, які підготовані до збирання на місці монтажу без розбирання
комутаційних апаратів, перевірки надійності болтових з’єднань та правильності
внутрішніх з’єднань.
Конструкція КТПВ забезпечує нормальне функціонування пристроїв
вимірювання та обліку, управління та сигналізації при роботі вбудованих
апаратів. Пристрої, що встановлюються на КТПВ, розташовані з фасадної
сторони для зручності спостереження за їх показаннями. Світлова сигналізація
стану (положення) виконана із застосуванням світлодіодів.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 630
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1600
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть
пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25
°С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту
ІР31
згідно ГОСТ 14254
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ШВВ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- вимикачем вакуумним типу BB/TEL-10-20/1000 У2;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Рисунок 8.11 – Шафа високовольтного вводу
РУНН 0,4 кВ представляє собою розбірний каркас, який складається з двох
відсіків силового обладнання та шинного відсіка.
Відсік силового обладнання складається з:
- шаф вводу низької напруги (ШНВ);
- шаф ліній, що лідходять (ШНЛ);
- секційної шафи (ШНС).
Кожна шафа силового відсіку представля єсобою каркас зі знімними
стінками та має функціональні стійки, на які кріпитьс яобладнання. Шафи
встановлюютсья поряд і збираються в єдиний щит. Типовиконання збірного
щита набирається з шаф ШНВ, ШНЛ, ШНС в залежності від кількості фідерів,
щ овідходять, кількості силових трансформаторів та наявності секціонування.
На дверях шаф силового відсіка встановлені органи керування, індикації,
вимірювальні пристрої.
В шинному відсіку розміщенні ввод від силового трансформатора, збірні
шини, шинні відгалуження для кабельних та шинних приєднань,
трансформатор иструму, силові збірки для підключення кабелів, щ овідходять.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Магістральні шини кріпляться за допомогою шинотримачів. Облік електричної
енергії виконується всередині шафи ШНВ, доступ д оякого забезпечують двері
з фасадної сторони шафи.
При дворядному виконанні секцій в двотрансформаторних підстанціях для
з’єдання головних ланцююгів по збірним шинам застосовується шинний міст
ШМ без рубильника. ШМ представляє собою металоконструкцію, що зібрана з
двох рам із встановленими на них ізоляторами, шинами; він встановлюється на
стійку ШНС зверху.
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розрахунок основних динамічних характеристик крокового двигуна, що
входить до складу шліфувального верстату
При здійсненні розгону або гальмування важливо правильно вибрати закон
зміни швидкості і максимальне прискорення. Прискорення повинне бути тим
менше, чим вище інерційність навантаження. Критерій правильного вибору
режиму розгону - здійснення розгону до потрібної швидкості для конкретного
навантаження за мінімальний час. На практиці найчастіше застосовують розгін
і гальмування з постійним прискоренням.
При розгоні або гальмуванні з постійним прискоренням, частота
повторення кроків повинна змінюватися лінійно. Відповідно значення періоду,
яке необхідно завантажувати в таймер, повинне мінятися по гіперболічному
закону. Для найбільш загального випадку потрібно знати залежність тривалість
кроку від поточної швидкості. Кількість кроків, яка здійснює двигун при
розгоні за час t:
N 0,5 a t 2 V t ,
де N – число кроків;
t = 0,15 с – час переїзду;
V = 25 кроків/с – швидкість, виражена в кроках в одиницю часу;
а = 100 кроків/с2 – прискорення, виражене в кроках, що діляться на якийсь
час в квадраті.
N 0,5 100 0,152 25 0,15 4,875 (кроків), приймаємо 5 (кроків).
Тоді тривалість переїзду:
V V2 2 a
t1 T ,
a
25 252 2 100
t1 T 0,037 с.
100
В результаті здійснення кроку, швидкість стає рівною:
V V 2
к 2 a ,
Vк 252 2 100 28,72 кроків/с.
Для крокових двигунів також характерним є ефект резонансу, який
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
виявляється у вигляді раптового падіння моменту на деяких швидкостях. Це
може привести до пропуску кроків і втрати синхронності. Цей ефект
виявляється в тому випадку, коли частота кроків співпадає з власною
резонансною частотою ротора двигуна.
Коли двигун здійснює крок, ротор не відразу встановлюється в нову
позицію, а здійснює затухаючі коливання. Зважаючи на складну конфігурацію
магнітного поля, резонансна частота ротора залежить від амплітуди коливань.
При зменшенні амплітуди частота росте, наближаючись до малоамплітудної
частоти, яка обчислюється кількісно. Ця частота залежить від кута кроку і
відношення моменту утримання до моменту інерції ротора. Більший момент
утримання і менший момент інерції приводять до збільшення резонансної
частоти.
Резонансна частота обчислюється за формулою [18]:
N Tн
J R J
F L
0 ,
4 p
де F0 – резонансна частота;
N = 110 – число повних кроків на оберт;
Тн = 18 Н.м – момент утримання для використовуваного способу
управління і струму фаз,
JR = 0,08 кг.м2 – момент інерції ротора [18];
JL = 0,12 кг.м2 – момент інерції навантаження [18];
р = 0,0013 – динамічний коефіцієнт для даного типу двигуна [18].
110 18
0,08 0,12 99,49
F0 19134 (Гц),
4 0,0013 0,0052
Необхідно відмітити, що резонансну частоту визначає момент інерції
власне ротора двигуна плюс момент інерції навантаження, підключеного до
валу двигуна. Тому резонансна частота ротора ненавантаженого двигуна, яка
іноді приводиться серед параметрів, має малу практичну цінність, оскільки
будь-яке навантаження, приєднане до двигуна, змінить цю частоту.
Таким чином, в результаті проведених розрахунків встановлені основні
динамічні характеристики крокового двигуна марки StepWoff 1365.
На практиці ефект резонансу приводить до труднощів при роботі на
частоті, близькій до резонансної. У будь-якому випадку, явище резонансу
здатне істотно погіршити точнісні характеристики приводу.
У системах з низьким демпфуванням існує небезпека втрати кроків, або
підвищення шуму, коли двигун працює поблизу резонансної частоти. В деяких
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
випадках проблеми можуть виникати і на гармоніках частоти основного
резонансу. При здійсненні кроку ротору поштовхом повідомляється деяка
енергія. Цей поштовх і порушує коливання.
Для боротьби з резонансом можна використовувати різні методи.
Наприклад, застосування еластичних матеріалів при виконанні механічних
муфт зв'язку з навантаженням. Еластичний матеріал сприяє поглинанню енергії
в резонансній системі, що приводить до загасання паразитних коливань. Іншим
способом є застосування в'язкого тертя. В нашому випадку, будемо
використовувати спеціальні демпфери, де всередині полого циліндра,
заповненого в'язкою кремній-органічною зв'язкою, може обертатися металевий
диск. При обертанні цієї системи з прискоренням диск випробовує в'язке тертя,
що ефективно демпфує систему.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання виникає
необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів в
конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої і розподільної
мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним
виконанням електричних мереж тощо. Тому, прийняття найбільш
раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь декількох
рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов'язано з додатковими витратами потужності і енергії, що
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які
б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час
впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об'єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього електропостачання
підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок; електричних апаратів, ізоляторів і
струмоведучих частин; перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від
технічних та економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред'являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об'єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Економічний вибір трансформаторів КТП цеху з виробництва
транспортерів».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 700,3 кBА, cos = 0,9, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на
стороні 10 кВ: с0 = 0,9733 грн/(кВт.год). Вибрати економічний варіант
живлення цеху.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМЗ-630/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
можна використати один трансформатор ТМГ-1250/10/0,4 з вторинною
напругою 380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії в
них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо однаковою
в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [17]:
2
T
0,124 max , год / рік
10000 max
,
де max = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік –максимальна річна завантаженість цеху.
2
2112
0,124
8760 984 год / рік.
10000
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 13700 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 27800 грн. Вартість трансформатора ТМН
становить 84350 грн, трансформатора ТМГ – 319000 грн.
Для трансформатора ТМН маємо: Рхх = 1,25 кВт, Ркз =8,5 кВт:
W . . 2 . .
тp1 = ΔРхх max + Ркз Кз , кВт год/рік,
де Кз = 0,69 – коефіцієнт завантаження; max = 8760 год – всього, кількість годин
в одному календарному році; = 984 год – річна кількість годин максимальних
витрат.
W = 1,25 . тp1 8760 + 8,5 . 0,692 . 984 = 14932,1 кВт.год/рік.
Для трансформатора ТМГ маємо: Рхх = 1,8 кВт, Ркз =12,4 кВт:
Wтp2 = 1,8 . 8760 + 12,4 . 0,942 . 984 = 26549,33 кВт.год/рік.
де Кз = 0,94 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [17]:
Вве = с . 0 n . Wтp, грн/рік,
де с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість цехових
трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія за рік.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В = 0,9733 . 2 . ве1 14932,1 = 29066,82 грн/рік;
Вве2 = 0,9733 . 1 . 26549,33 = 25840,46 грн/рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії:
B = Р .w ц cos . T . max с0, грн/рік,
де Рц = 700,3 кВА – завантаженість цеху; cos = 0,9 – косинус кута зсуву;
с0 = 0,9733 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік –
максимальна річна завантаженість цеху.
Bw = 700,3 . 0,9 . 2112 . 0,9733 = 1295589,06 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:
К = n . К + n . К + n . 1 в 2 р 3 Ктр,
де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 13700 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 27800 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.
К1 = 2 . 13700 + 2 . 27800 + 2 . 84350 = 251700 грн;
К2 = 1 . 13700 + 1 . 27800 + 1 . 319000 = 360500 грн.
Плата за кредит за варіантами [17]:
Вкр = 0,1 . К,
Вкр1 = 0,1 . 251700 = 25170 грн;
В .
кр2 = 0,1 360500 = 36050 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами:
Век = 0,012 . К,
Век1 = 0,012 . 251700 = 3020,4 грн;
Век2 = 0,012 . 360500 = 4326 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами:
В .
ам = 0,04 К,
В .
ам1 = 0,04 251700 = 10068 грн;
Вам2 = 0,04 . 360500 = 14420 грн.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Грошові витрати [17]:
Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 29066,82 + 25170 + 3020,4 = 57257,22 грн;
Вгр2 = 25840,46 + 36050 + 4326 = 66216,46 грн.
Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
П1 = 1295589,06 – 57257,22 = 1238331,84 грн;
П2 = 1295589,06 – 66216,46 = 1229372,6 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією повітряних
ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:
Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1 = 57257,22 + 10068 = 67325,22 грн;
Впр2 = 66216,46 + 14420 = 80636,46 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший на
ΔП = 8959,24 грн прибуток та менші на ΔВпр = 13311,24 грн приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в приміщенні
інформаційно-технічного відділу
В даній роботі розробляється проєкт системи електропостачання
підприємства з виробництва палетних конвеєрних систем. Проєктувальні
роботи пов’язані з проведенням великої кількості розрахунків, опрацюванням
великих об’ємів інформації, що потребує постійного використання
комп’ютерної техніки.
За рівнем фізичних навантажень робота за персональним комп’ютером
(ПК) класифікується як легка фізична робота (категорія І) – робота з витратою
120 – 150 ккал/год. – категорія Іа. В той же час даний вид роботи
характеризується значною розумовою напругою, високою напруженістю
зорової роботи і досить великим навантаженням на м'язи рук при роботі з
клавіатурою ПК, тому велике значення має раціональна конструкція і
розташування елементів робочого місця, а також дотримання правильного
режиму праці і відпочинку.
Для того щоб запобігти негативному впливу на працівника потрібно
звернути особливу увагу на фактори виробничого середовища, які
безпосередньо впливають на працівника.
Роботи з проектування проводяться в приміщенні з розмірами: довжина –
3,1 м; ширина – 2,4 м; висота – 3 м. Площа всього приміщення складає 7,44 м2,
а об’єм – 22,32 м3. В приміщенні працює одна людина. Робоче місце відповідає
вимогам ДСанПіН 3.3.2-007-98, відповідно до яких площа, виділена для одного
робочого місця з ПК, повинна складати не менше 6 м2, а об’єм – не менше 20
м3.
Більшість інформації, яку обробляє мозок, надходить до нього через очі.
Але в підсумку вплив світла на організм не обмежується органами зору,
оскільки спектр, що випромінюється в тій чи іншій мірі впливає на всі процеси,
що відбуваються в організмі людини. Тому важливо обирати безпечні та
комфортні джерела освітлення, особливо для робочих приміщень.
Інтенсивність, температура і тип освітлювальних приладів в офісах і
виробничих приміщеннях впливають на людину, що виконує професійні
обов'язки. Від цих параметрів залежить те, як швидко працівники будуть
втомлюватися, наскільки краще концентруватися і як часто робити помилки.
Порівняльна оцінка природного та штучного світла, отримана в ході
досліджень, показує явну перевагу першого. Причина криється в
спектральному складі випромінювання і динамічності природного світла, яка
впливає на циркадні ритми. Але покладатися тільки на природне освітлення
неможливо - людині потрібне світло на 4-8 годин довше, ніж триває світловий
день, плюс близько 20% працівників в промислово розвинених регіонах
працюють позмінно, в тому числі в нічні години.
Оптимальний рівень яскравості освітлення для людини в середньому
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
становить 1000-1500 лк. Якщо денне світло не здатне забезпечити ці показники,
необхідно доповнити його штучним. Воно може бути загальним або локальним,
розрахованим на певну робочу зону.
В приміщенні відділу під час роботи дослідник працює з даними, які
виводяться програмним забезпеченням на екран монітору. Найменша
розрізненість об’єкту (в даному випадку об’єктом розрізнення і фоном є: текст
на моніторі та власне фон монітора, текст на аркуші паперу та аркуш, букви на
клавіатурі і клавіатура) складає від 0,15 до 0,3 мм, це відповідає високій
точності зорової праці. Розряд зорової праці – ІІ, підрозряд – Г. Контраст
відмінності об’єкту з фоном – великий.
Для створення оптимальних умов зорової роботи слід враховувати не лише
кількість та якість освітлення, а й кольорове оточення. Так, при світлому
пофарбуванні інтер'єру завдяки збільшенню кількості відбитого світла рівень
освітленості підвищується на 20-40% (при тій же потужності джерел світла),
різкість тіней зменшується, покращується рівномірність освітлення.
При надмірній яскравості джерел світла та оточуючих предметів може
відбутись засліплення працівника. Нерівномірність освітлення та неоднакова
яскравість оточуючих предметів призводять до частої переадаптації очей під
час виконання роботи і як наслідок – до швидкого стомлення органів зору.
Тому поверхні, що добре освітлюються і знаходяться в полі зору, краще
фарбувати в кольори середньої світлості, коефіцієнт відбивання яких
знаходиться в межах 0,3-0,6 і, бажано, щоб вони мали матову або напівматову
поверхню.
Освітлення робочого приміщення проектується згідно з ДБН В.2.5-28-2018
«Природне і штучне освітлення». Природне освітлення здійснюється через 1
вікно розмірами 1,5×2 м та площею – 3 м2, для покращення рівномірності
освітлення та для збільшення кількості відбитого від стін світла, останні
пофарбовані водоемульсійною фарбою в світло-жовтий колір. З метою
регулювання природного освітлення приміщення, на вікна встановлені жалюзі.
Коефіцієнт природного освітлення (КПО) для даного типу зорової праці
дорівнює 1,5%. Робоче місце розташоване на відстані 4м від джерела
природного освітлення і в цій точці значення КПО становить 32-40 %. Отже,
рівень природного освітлення є достатнім.
Штучне освітлення приміщення здійснюється світильником BS18/4x18
FOR A (який має 4 люмінесцентні лінійні лампи типу LF), які забезпечують
420 лк освітленості приміщення. Для даного типу зорової праці рівень
загального штучного освітлення повинен складати близько 400 лк. Отже, рівень
штучного освітлення робочої зони відповідає нормативним значенням згідно
ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення».
Істотне значення мають параметри мікроклімату в приміщенні, оскільки
безпосередньо впливають на роботу та здоров’я працівника. Дане приміщення
оснащене кондиціонером Carrier 42/38QCE024718 для регулювання
температури повітря. Нормативні значення основних параметрів мікроклімату
наступні:
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Температура повітря:
в теплий період року 22-28 ˚С ;
в холодний період року 21-25 ˚С;
Вологість повітря:
в теплий період року 40-60 %;
в холодний період року 40-60 %;
Швидкість руху:
в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1-0,2 м/с);
в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
Нормативні значення даних параметрів становлять відповідно:
Температура повітря:
в теплий період року 27-28 ˚С;
в холодний період року 23-24 ˚С;
Вологість повітря:
в теплий період року 50-52%;
в холодний період року 55-57%;
Швидкість руху повітря:
в теплий період року – 0,1 м/с;
в холодний період року – 0,1м/с.
З вище наведених даних мікроклімату видно, що показники температури
задовольняють норми згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Також важливе значення має параметр шуму. Персональні комп’ютери
створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає 45 дБ.
Згідно ДСН 3.3.6.037-99 цей рівень повністю відповідає нормативному рівню
який становить 50 дБ. Тому, фактичне значення шуму не перевищує допустиме,
а отже негативно не впливає на працівника.
Внаслідок дії електромагнітних полів на організм людини виникають
функціональні зміни центральної нервової системи. При цьому спостерігається
підвищена втомлюваність, біль голови. Первинний прояв дії електромагнітної
хвилі – нагрівання, яке призводить до пошкодження тканин і органів. Поля
надвисоких частот впливають на очі, викликаючи виникнення катаракти.
Багаторазовий вплив випромінювання малої інтенсивності призводить до
стійких функціональних змін центральної нервової системи.
Головними джерелами електромагнітного випромінювання в приміщенні є
системний блок ПК та монітор. Випромінювання від яких відповідає нормам
ДСН 3.3.6.096-2002.
В даному приміщенні використовується електромережа змінного струму з
електропроводкою прихованого типу. ПК та інші пристрої живляться напругою
220 В і споживають менше 1500 Вт. Робоче місце оснащене спеціалізованими
розетками для офісної техніки, особливість яких полягає в тому що вони
під’єднані до мережного фільтру задля захисту техніки від високочастотних та
імпульсних шумів. Для захисту людини від ураження електричним струмом в
приміщені передбачене захисне занулення згідно ДСТУ Б В.2.5-82-2016
«Захисні заходи електробезпеки в електроустановках будинків і споруд».
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для даного приміщення категорія за вибухопожежонебезпечністю
відповідає типу В (тверді горючі і важкогорючі речовини та матеріали) згідно з
ДСТУ Б В.1.1-36:2016, а клас пожежі – Е (горіння установок і обладнання, які
знаходяться під напругою), А2 (горіння твердих матеріалів яке не
супроводжується тлінням).
В даному приміщенні забезпечуються необхідні заходи щодо протидії
виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-2014
«Правила пожежної безпеки в Україні»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними плитами,
а підлога з ламінату з синтетичного волокна. Всі матеріали застосовані для
будівництва та оздоблення приміщення пройшли перевірку і були дозволенні
органами державного санітарно-епідеміологічного нагляду.
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5 (призначений
для гасіння загорянь різних речовин, горіння яких не може відбуватися без
доступу повітря, загорянь електроустановок, що знаходяться під напругою до
1000 В, загорянь в музеях, картинних галереях і архівах), який знаходиться на
стіні біля дверей з вільним доступом до нього.
Приміщення не обладнане системою пожежної сигналізації, а тому ця
система потребує проведення відповідних розрахунків та змонтування.
Згідно з «Порядком проведення медичних оглядів працівників певних
категорій», затвердженим наказом Міністерства охорони здоров’я України від
21 травня 2007 року № 246, визначена періодичність проведення попереднього
(під час приймання на роботу) та періодичних (впродовж трудової діяльності)
медичних оглядів працівників.
Під час проведення попереднього медичного огляду реєструють вихідні
об’єктивні показники здоров’я працівника, визначають стан його здоров'я і
можливості виконання професійних обов'язків в умовах дії конкретних
шкідливих та небезпечних факторів виробничого середовища і трудового
процесу без погіршення стану здоров'я. Також виявляють професійні
захворювання (отруєння), що виникли раніше під час роботи на попередніх
виробництвах, і запобігають виробничо-зумовленим та професійним
захворюванням.
Періодичні медичні огляди проводять з метою:
- своєчасного виявлення в працівників ранніх ознак гострих і хронічних
професійних захворювань, загальних і виробничо-обумовлених захворювань;
- забезпечення динамічного спостереження за станом здоров’я працівників
в умовах дії шкідливих та небезпечних виробничих факторів і трудового
процесу;
- вирішення питань щодо можливості працівника продовжувати роботу в
умовах дії конкретних шкідливих та небезпечних виробничих факторів і
трудового процесу;
- розроблення індивідуальних і групових лікувально-профілактичних та
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
реабілітаційних заходів для працівників, які за наслідками медичного огляду
належать до групи ризику;
- проведення відповідних оздоровчих заходів.
Зважаючи на те що в приміщенні відділу відсутні шкідливі виробничі
фактори, а робота пов’язана з постійним спостереженням об’єктів, тобто
вимагає постійного зорового напруження на протязі більше ніж 4 години,
співробітники проходять періодичний медичний огляд один раз на рік.
Первинний та періодичний медичний огляд проводиться у таких лікарів як
офтальмолог, невропатолог.
Після проведення аналізу умов праці в приміщенні можна зробити
висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні являються
сприятливими окрім системи пожежної сигналізації. Тому пропонується
встановити систему пожежної сигналізації, щоб робоче приміщення
відповідало нормам НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в
Україні» та ДБН В.2.5.56-2014.
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації у відділу
Система пожежної сигналізації призначена для вирішення таких основних
завдань: своєчасне виявлення спалаху; отримання, обробка, передача і подача в
заданому вигляді інформації про пожежу споживачам. Отже, в своєму складі
система пожежної сигналізації повинна мати пристрої, здатні виявити спалах і
передати сигнал тривоги.
Ці функції пожежної сигналізації забезпечуються різними технічними
засобами, а саме: для виявлення пожежі служать сповіщувачі; для обробки,
протоколювання інформації і формування керуючих сигналів тривоги —
приймально-контрольна апаратура і периферійні пристрої.
Очевидно, що видача сигналу пожежної тривоги є необхідною, але не
достатньою умовою для забезпечення пожежної безпеки об'єкту в цілому.
Тому, окрім цих функцій, пожежна сигналізація додатково повинна формувати
команди на включення автоматичних установок пожежогасіння та
димовідведення, систем сповіщення про пожежу, технологічного,
електротехнічного і іншого інженерного устаткування об'єктів.
Системи пожежної сигналізації класифікують по наступних ознаках:
- типу пожежного сповіщувача (теплові, димові, світлові, ультразвукові,
оптико-електронні (фотоелектричні), радіопроменеві, фотопроменеві,
пневматичні, комбіновані);
- принципу дії (безперервної дії і дискретної дії);
- конструктивного виконання (виконані на контактних і безконтактних
елементах);
- виду каналу зв'язку (спеціальні дротяні канали, дротяні канали міської
телефонної станції, радіоканали);
- способу передачі (кодування) повідомлень по каналах зв'язку
(багатопровідні з електричним розділенням сигналу, однопровідні з
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
тимчасовим розділенням сигналів, однопровідні з частотним розділенням
сигналів);
- структурі ліній зв'язку (з однофідерними лініями, радіально-променевими
лініями, комбінованими лініями).
На даний момент можна виділити три основні типи систем автоматичної
пожежної сигналізації: порогова, адресно-опитова, адресно-аналогова.
Порогова. На заході такі системи отримали назву «conventional» або
«традиційні». У такій системі кожен пожежний сповіщувач (датчик), має
прошитий ще на підприємстві поріг спрацьовування. Наприклад, якщо мова йде
про тепловий сповіщувач, то досягши певної температури навколишнього
середовища, такий датчик подасть відповідний сигнал на контрольну панель
пожежної сигналізації, але поки температура не досягне цього порогу,
сповіщувач мовчатиме.
Друга відмітна особливість подібних систем це радіальна топологія
побудови шлейфів сигналізації. Тобто від контрольної панелі в різні боки йдуть
кабелі пожежних шлейфів, часто їх називають променями. У кожен такий
промінь зазвичай включають близько 20-30 датчиків, і при спрацюванні одного
з них контрольна панель відображає тільки номер шлейфу в якому спрацював
пожежний сповіщувач.
Основна перевага такого типу сигналізації – низька вартість устаткування.
Основний недолік – досить пізнє виявлення пожежі, відсутність контролю
працездатності датчиків, неекономічна витрата монтажних матеріалів, низька
інформативність отриманих сигналів від датчиків
Адресно-опитувальна система сигналізації відрізняється від порогової
алгоритмом зв'язку контрольної панелі з пожежним сповіщувачем. Якщо
контрольна панель в пороговій системі постійно «чекає» сигналу від
пожежного датчика про зміну його стану, то в адресно-опитувальна системі
контрольна панель періодично опитує підключені пожежні сповіщувачі з метою
з'ясувати їх стан.
Подібний алгоритм окрім ідентифікації датчика (кожен датчик має свою
адресу) дозволяє контролювати працездатність датчиків. Типи отримуваних від
датчика сигналів: «Норма», «Несправність», «Відсутність», «Пожежа».
Пожежний шлейф має кільцеву архітектуру.
Серед переваг можна виділити вигідне співвідношення ціна/якість, високу
інформативність отриманих повідомлень, контроль працездатності пожежних
датчиків. Основний недолік – пізнє виявлення пожежі.
Адресно-аналогові системи пожежної сигналізації є на справжній момент
самими передовими. Вони володіють всіма перевагами адресно-опитувальних
систем і рядом своїх переваг. Головною відмінністю таких систем від вище
описаних, це те, що рішення про перебування на об'єкті приймає контрольна
панель, а не датчик. Сама контрольна панель є складним обчислювальним
приладом, який проводить безперервний динамічний опит підключених
датчиків (звідки і назва «аналоговий» - безперервний), отримує і аналізує
значення, отримані від них і за наслідками обробки цих даних ухвалює
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
остаточне рішення.
Наприклад, теплові датчики постійно передають значення температури
навколишнього середовища на контрольну панель (по суті є термометрами), а
сама панель стежить за величиною цього значення і динамікою його зміни.
Подібна схема роботи дозволяє виявляти вогнища спалаху на початкових
стадіях його розвитку і своєчасно запобігти можливому збитку.
Важливими перевагами цього типу систем є дійсно раннє виявлення
спалахів, економія на монтажних роботах і витратних матеріалах, контроль
працездатності пожежних сповіщувачів, компенсація чутливості датчиків. Але
поряд з перевагами фігурує основний недолік – висока вартість устаткування.
Провівши аналіз існуючих систем пожежної сигналізації та розглянувши
їхні переваги та недоліки, було прийнято рішення обрати адресно-опитувальну
систему пожежної безпеки. Саме такий тип пожежної сигналізації виконує
необхідні функції в найбільш повному обсязі при адекватній ціні.
Згідно вимог НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»
та ДБН В.2.5.56-2014 в якості пожежної сигналізації інформаційно-технічного
відділу приймається прилад приймально-контрольний пожежний (ППКП)
«Парус», який зібраний в металевому корпусі білого кольору, має наступні
функції:
- прийом сигналів від підключених в систему адресних (без адресних)
сповіщувачів;
- контроль стану шлейфів пожежної сигналізації;
- фіксування сигналів про виникнення пожежі чи несправності;
- видача сигналів на запуск пристроїв пожежогасіння;
- включення зовнішніх світлозвукових сповіщувачів та ланцюгів
управління установками пожежогасіння, мовленнєвого оповіщення,
димовидалення і відключення системи вентиляції об'єкта.
Технічні характеристики:
- кількість посадочних місць для встановлення інтерфейсних модулів - 5;
- конфігурація ППКП довільна і залежить від типів інтерфейсних модулів і
їх кількості, що визначається проектними рішеннями;
- наявність основного і резервного каналу зв'язку верхнього рівня для
обміну інформацією з блоками розширення БР1;
- кількість блоків розширення БР1 що підключаються до ППКП - до 15
шт.;
- основне живлення - змінна напруга 220 (+ 22-33) В;
- резервне живлення - вбудовані акумуляторні батареї 24В, ємністю 12
А·год;
- зарядний пристрій:
1. автоматична підзарядка АБ;
2. при повній розрядці АБ - зарядка АБ не менше 80% від повної ємності
АБ протягом 24 годин, повна зарядка протягом наступних 48 годин;
- обмеження струму споживання зовнішніми пристроями при живленні їх
від джерела живлення ППКП;
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- ступінь захисту, що забезпечується оболонкою - IP30;
- умови експлуатації:
1. відносна вологість до 93% при плюс 40 °С;
2. температура навколишнього середовища від мінус 5 °С до плюс 40 °С.
До складу ППКП входять наступні елементи (обов’язковий склад):
- плата комутації;
- плата комутації і фільтрів (ПКФ);
- перетворювач AC / DC;
- акумуляторні батареї (АБ);
- модуль управління (МУ);
- модуль клавіатури і індикації (МКИ);
- модуль індикації (ЖКИ)
- інтерфейсні модулі.
Інформація про несправності устаткування електроживлення БР1
видається по каналу зв'язку RS-485 верхнього рівня в ППКП.
Рисунок 11.1 – Прилад приймально-контрольний пожежний «Парус»
Модуль управління (МУ) призначений для обміну даними з інтерфейсними
модулями, встановленими в прилад ППКП, по основному та резервному
каналу зв'язку RS-485 нижнього рівня. Забезпечує обмін даними з блоками
розширення БР1 по основному і резервному каналу зв'язку RS-485 верхнього
рівня. Відображає стан системи світлодіодними індикаторами і на дисплеї
приладу ППКП, зберігає технологічні константи і налаштування інтерфейсних
модулів, встановлених в приладі ППКП та блоку розширення БР1 (за
наявності). Зберігає архіви про аварійні ситуації, несправності в системі,
спрацьовуванні пожежних сповіщувачів та пристроїв пожежогасіння.
МУ здійснює моніторинг вихідної напруги блоку живлення,
акумуляторної батареї, наявності вхідної мережевої напруги живлення (220В
50Гц). Контролює заряд акумуляторної батареї приладу ППКП та блоку
розширення БР1 (за наявності). Передає напругу обладнання електроживлення
приладу ППКП (блоку БР1) до інтерфейсних модулів, встановлених в приладі
ППКП (в блоці БР1), і до зовнішніх пристроїв. Видає назовні сигнали
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
"ПОЖЕЖА" і "Несправність" за допомогою двох релейних виходів.
Рисунок 11.2 – Модуль управління ППКП «Парус»
Модуль опитування пожежних сповіщувачів (МОПС) забезпечує
підключення від 1 до 8 пожежних шлейфів. Кількість адресних або безадресних
пожежних сповіщувачів в одному пожежному шлейфі може бути від 1 до 32.
Керування модулем МОПС здійснюється по основному або резервному каналу
зв’язку RS-485 нижнього рівня.
Адреса модуля МОПС задається 5-ти позиційним перемикачем. Живлення
модуля МОПС здійснюється від основної або резервної лінії живлення. В
процесі функціонування модуль МОПС постійно контролює обрив і коротке
замикання пожежних шлейфів.
Рисунок 11.3 – Модуль опитування пожежних сповіщувачів ППКП «Парус»
Фірма-виробник пожежної сигналізації та сповіщувачів до неї, рекомендує
встановлювати один датчик на кожні 4 кв.м площі приміщення з чергуванням
типу датчиків та один ручний датчик біля входу в приміщення. Чергування
датчиків необхідно для можливості виявлення всіх можливих типів пожеж.
Інформаційно-технічний відділ має площу майже 8 м2 , тому необхідно
встановити два датчики ІПД-А (димовий) та ІПТ-А (тепловий) в та один ручний
сповіщувач ІПР-А (біля вхідних дверей на відстані 1,5 м від підлоги). Також
необхідне встановлення зазначених датчиків по всій площі будівлі, в якій
знаходиться відділ.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.4 - Схема під'єднань шлейфів сигналізації до ППКП
«Парус»
Адресний тепловий пожежний датчик KL710А
Призначений для виявлення пожежі і спрацьовує
при швидкому збільшенні температури або
досягненні нею певного порогу.
Адресний димовий оптичний датчик
KL731AB
З двома вбудованими світлодіодними
індикаторами, з механізмом, що запобігає
несанкціонованому вимкненню.
- змінна оптична камера;
- захист пожежного датчика від пилу і комах;
- повна самодіагностика.
Рисунок 11.5 – Адресні пожежні датчики для роботи з ППКП «Парус»
Запропонована до встановлення пожежна сигналізація дозволить не просто
виявити пожежу, а подати сигнал тривоги на її початку, вказати точне місце
виникнення небезпечної ситуації, та тип датчика який спрацював. Це дозволить
найбільш точно оцінити план майбутніх дій та прийняти правильне рішення
щодо вирішення надзвичайної ситуації. Також система пожежної сигналізації
може здійснювати автоматичний виклик служби порятунку.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л.Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
Арк
ЧДТУ А1 21001 49/04 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата