Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7362| Назва: | Система електропостачання підприємства з виробництва засобів захисту рослин |
| Автори: | Протасов, Сергій Юрійович Жуган, Олександр Іванович |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Дата публікації: | чер-2023 |
| Короткий огляд (реферат): | У даній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проєктування електропостачання підприємства з виробництва засобів захисту рослин. Проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Кваліфікаційна робота бакалавра виконана у відповідності до вимог методичних рекомендацій з використанням сучасної довідкової літератури, всі розрахунки та креслення електричної частини відповідають вимогам ДСТУ та ЄСКД. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7362 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Жуган.pdf Restricted Access | 7 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
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»
Зав. кафедри ЕТС
__________ О.О. Ситник
(підпис) (ініціали, прізвище)
«___»___________2023р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21066 45/04
на тему:
«Система електропостачання підприємства з виробництва засобів
захисту рослин»
(назва теми згідно наказу)
Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу,
групи СКЕСЕ – 16
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)
Жуган Олександр Іванович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Протасов С.Ю.
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _Нелін О.А.___
(прізвище та ініціали)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2023 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
____________ О.О.Ситник
(підпис)
“_____” __________2023 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Жугану Олександру Івановичу___________
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виробництва засобів захисту
рослин»
(назва теми згідно наказу)
Керівник кваліфікаційної роботи Протасов Сергій Юрійович, к.т.н., доцент .
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 28» лютого 2023 року № 45/04
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 –
9434,4 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2900 МВА; 5. Розміри цеху –
54×32×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 77 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1442 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Система контролю та
діагностування в‘язкості рідких засобів захисту рослин; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок показників економічної ефективності цеху від модернізаціїсхеми керування
асинхроними двигунами; 10. Охорона праці – Розробка системи протипожежної сигналізації
в приміщенні технологічного 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 – Система контролю та діагностування в‘язкості рідких засобів
захисту рослин
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок показників економічної ефективності
цеху від модернізаціїсхеми керування асинхроними двигунами
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. Кожем´якін О.С.
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 1 березня 2023 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 01.03.23 – 03.03.23
2 Розрахунок електричних навантажень 04.03.23 –08.03.23
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 09.03.23 – 15.03.23
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 15.03.23 – 20.03.23
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.23 – 24.03.23
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 25.03.23 – 30.03.23
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.23 – 16.04.23
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 17.04.23 – 17.05.23
9 Індивідуальне завдання 18.05.23 – 21.05.23
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 22.05.23 – 23.05.23
промислового підприємства
11 Охорона праці 23.05.23 – 25.05.23
12 Виконання креслень графічної частини роботи 26.05.23 – 07.06.23
Підготовка доповіді та супровідних документів, 08.06.23 – 12.06.23
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ______________ Жуган О.І.
(підпис) (прізвище та ініціали)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Протасов С.Ю.. .
(підпис) (прізвище та ініціали)
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 інсектицидів ......... 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 14
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 30
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 33
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 33
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 34
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 38
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 42
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 42
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 44
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 46
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ротз робив Жуган О.І. Система електропостачання Літера Лист Листів
Перевірив Протасов С.Ю, 3 158
підприємства з виробництва
Н. конт р. Ключка К.М. засобів захисту рослин ФЕТАМ, СКЕСЕ-16
Затверд ив Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 58
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 63
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 67
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 67
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 69
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 73
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 73
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 75
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 78
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 82
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 82
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 84
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 86
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 87
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 89
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 90
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 92
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 92
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 94
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 94
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 94
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 97
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 106
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 106
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 107
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 110
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 114
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 115
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 117
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 122
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 123
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 124
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 125
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 126
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 128
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 129
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 130
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 131
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 138
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 143
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 146
11.1 Аналіз небезпечних та шкідливих чинників при роботі в приміщені
технологічного відділу ........................................................................................ 146
11.2 Розробка системи протипожежної сигналізації в приміщенні відділу .. 151
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 157
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 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 21066 45/04 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 з виробництва засобів
захисту рослин.
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 інсектицидів з вибором
мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розгляду системі контролю
та діагностування в‘язкості рідких засобів захисту рослин.
Розділ «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» присвячений розрахунку показників економічної ефективності
цеху від модернізації схем керування асинхроними двигунами.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпечних та шкідливих
чинників при роботі в приміщені технологічного відділу, а також розробці
системи протипожежної сигналізації в приміщенні відділу.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 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 [3, 4, 1’0] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даній
кваліфікаційній роботі є хімічним та займається виробництвом засобів захисту
рослин, таких як інсектициди, фунгіциди, гербіциди, прилипачі, родентициди,
десиканти тощо. 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» [1].
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій [4].
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху інсектицидів
Силові електроприймачі цеху інсектицидів живляться трифазним змінним
струмом промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Установка первинного змішування 12 3,7 0,8
2 Насос міксерний 12 12 0,85
3 Міксер 12 28 0,77
4 Насос ротаційний 12 22 0,81
5 Установка фасування 6 68 0,92
6 Транспортер 3 42 0,76
7 Обертовий стіл 1 5 0,88
8 Вентилятор витяжний 6 3 0,84
9 Насос очищеної води 3 8,2 0,82
10 Вентилятор приточний 4 18 0,86
71
Однофазні електроприймачі
22 Сепаратор 3 2,0 0,8
23 Дистилятор 3 0,75 0,8
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 54×32×6, з площею освітлення S=1728 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
не струмопровідним 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 частини електроустаткування.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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=2900 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 75 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 52,8 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
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,2 pном n 12 12 144 кВт.
1
n
Рном цеху=Pном.n=1442 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tgКв 144 0,62 0,4 35,7 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
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 1442
е 42,3шт.
pном max 68
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
Кв 1 (2.6)
n
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 961,5
Кв, цеху 0,67 . (2.7)
n 1442
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,09 961,5 1048 кВт.(2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 607,6 607,6 . 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 2 2
роз роз Qроз 1048 607,62 1211,4 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 [2].
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази [6].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
p
p ном max ф pном 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)
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ; (2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tg .
i і
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
pном (3 0,75) (3 2) 8,25 кВт,
2 8,25
ne 3 шт,
3 2
Рном мах фаза а 2 (2 2) 6 кВт,
Рроз,у 3 0,7 8,25 17,3 кВт.
n
Qроз, у Кв Рном tg (0,7 2,25 0,8) (0,7 6 0,8) 4,62 квар .
1
Повна умовна розрахункова потужність
S Р2 Q2 17,32
роз, у роз, у роз, у 4,622 17,9кВА
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
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 [4]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. kп Pп.о.ф S , (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [4, 7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S =1728 м2;
P 2
п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м , яка
визначається за формулою:
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
E k
Pп.о.ф P ф з.ф
п.ос.табл k , (2.21)
100 k ρ
з.табл
де P – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2
п.ос.табл [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], kρ 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 1728 13,3 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос. Pmax ос. tg0 , (2.22)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 13,3 0,33 4,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 104813,317,31078,6кВт, (2.23)
Q0,38цеху Qроз. цеху Qроз ос.цеху Qроз. у 607,64,44,6616,6 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S 2 2
ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 1078,6 616,6 1242,4кВА. (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 заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.26)
i i
i i
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
SНН ГПП 0,9 8985,12 5699,82 9576,4 кВА.
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 9576,4 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів заводу приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 32
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 % ).
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.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
P 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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху інсектицидів вказані параметри
картограми електричних навантажень
360 1048
с.н 350;
1078,4
360 13,3
ос.н 10.
1078,4
Рр0,38 1078,4
ri 38,6 мм.
3,14 m 3,14 0,23
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 y )
i 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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження , ,
Найменування об’єкта Р , Р , Р с .н осв.
р р.ос 0,4 цех, ri, мм
кВт кВт кВт град град
Цех гербіцидів. Цех
722,3 28,4 750,7 346 14 32,2
десикантів. Склади.
Цех фунгіцидів 1354 16,1 1370,1 356 4 43,6
Цех інсектицидів 1048 13,3 1078,4 350 10 38,6
Будівля управління.
Гаражі. Фірмовий 109 134,2 243,2 161 199 18,4
магазин
Ремонтний цех.
613,4 26,8 640,2 345 15 29,8
Слюсарний цех
Цех підготовки
сировини. Цех 1434,1 54,2 1488,3 347 13 45,4
поліконденсації
Цех з виробництва
формоконцентратів.
1023,8 42,8 1066,6 346 14 38,4
Котельня. Насосна
станція
Цех синтезу
протруйників 1411,7 22,4 1434,1 354 6 44,6
насіння
Цех родентицидів.
Цех упаковки.
875,9 37,6 913,5 345 15 35,6
Зарядна станція.
Склади
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 заводу
Найменування Рр, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X10-4, Pр0,38Y10-4,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех гербіцидів.
Цех десикантів. 722,3 28,4 750,7 110 90 82577 67563
Склади.
Цех фунгіцидів 1354 16,1 1370,1 210 130 287721 178113
Цех
1048 13,3 1078,4 270 130 291168 140192
інсектицидів
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Будівля
управління.
Гаражі. 109 134,2 243,2 260 50 63232 12160
Фірмовий
магазин
Ремонтний цех.
613,4 26,8 640,2 350 90 224070 57618
Слюсарний цех
Цех підготовки
сировини. Цех 1434,1 54,2 1488,3 370 220 550671 327426
поліконденсації
Цех з
виробництва
формоконцентра 1023,8 42,8 1066,6 380 320 405308 341312
тів. Котельня.
Насосна станція
Цех синтезу
протруйників 1411,7 22,4 1434,1 200 240 286820 344184
насіння
Цех
родентицидів.
Цех упаковки. 875,9 37,6 913,5 200 360 182700 328860
Зарядна станція.
Склади
2374267 1797428
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi)
i1 2374267
Х =264,4 м,
n
P 8985,1
p.i
i1
n
(Pp yi)
i i
1 1797428
Y =197,8 м.
n
P 8985,1
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 4.7,
розраховуємо ЦЕН.
39105,7
Х ЦЕН 27,1м.
1442
20453,2
YЦЕН 14,2 м.
1442
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Найменування ��ном. , �� , �� , �� , �� ,
��ном. ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Уст.первинного змішув. 3,7 7 25,9 28 3
1.2 Уст.первинного змішув. 3,7 9 33,3 28 4
1.3 Уст.первинного змішув. 3,7 16 59,2 31 5
1.4 Уст.первинного змішув. 3,7 16 59,2 27 2
1.5 Уст.первинного змішув. 3,7 7 25,9 6 4
1.6 Уст.первинного змішув. 3,7 10 37 6 8
1.7 Уст.первинного змішув. 3,7 37 136,9 31 9
1.8 Уст.первинного змішув. 3,7 37 136,9 27 4
1.9 Уст.первинного змішув. 3,7 43 159,1 28 10
1.10 Уст.первинного змішув. 3,7 46 170,2 28 22
1.11 Уст.первинного змішув. 3,7 46 170,2 6 29
1.12 Уст.первинного змішув. 3,7 43 159,1 6 4
2.1 Насос міксерний 12 7 84 26 10
2.2 Насос міксерний 12 9 108 26 22
2.3 Насос міксерний 12 17 204 31 29
2.4 Насос міксерний 12 17 204 27 6
2.5 Насос міксерний 12 7 84 7 11
2.6 Насос міксерний 12 10 120 7 17
2.7 Насос міксерний 12 36 432 31 23
2.8 Насос міксерний 12 36 432 27 30
2.9 Насос міксерний 12 43 516 26 6
2.10 Насос міксерний 12 46 552 26 11
2.11 Насос міксерний 12 46 552 7 17
2.12 Насос міксерний 12 43 516 7 23
3.1 Міксер 28 7 196 25 30
3.2 Міксер 28 9 252 25 7
3.3 Міксер 28 18 504 31 12
3.4 Міксер 28 18 504 27 18
3.5 Міксер 28 7 196 9 25
3.6 Міксер 28 10 280 9 32
3.7 Міксер 28 34 952 31 868
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
3.8 Міксер 28 34 952 27 756
3.9 Міксер 28 43 1204 25 700
3.10 Міксер 28 46 1288 25 700
3.11 Міксер 28 46 1288 9 252
3.12 Міксер 28 43 1204 9 252
4.1 Насос ротаційний 22 7 154 24 528
4.2 Насос ротаційний 22 9 198 4 88
4.3 Насос ротаційний 22 19 418 31 682
4.4 Насос ротаційний 22 19 418 27 594
4.5 Насос ротаційний 22 7 154 11 242
4.6 Насос ротаційний 22 10 220 11 242
4.7 Насос ротаційний 22 32 704 31 682
4.8 Насос ротаційний 22 34 748 27 594
4.9 Насос ротаційний 22 43 946 24 528
4.10 Насос ротаційний 22 46 1012 24 528
4.11 Насос ротаційний 22 46 1012 11 242
4.12 Насос ротаційний 22 43 946 11 242
5.1 Установка фасування 68 24 1632 24 1632
5.2 Установка фасування 68 12 816 20 1360
5.3 Установка фасування 68 12 816 14 952
5.4 Установка фасування 68 30 2040 24 1632
5.5 Установка фасування 68 42 2856 20 1360
5.6 Установка фасування 68 42 2856 14 952
6.1 Транспортер 42 18 756 18 756
6.2 Транспортер 42 26 1092 24 1008
6.3 Транспортер 42 36 1512 18 756
7 Обертовий стіл 5 26 130 18 90
8.1 Вентилятор витяжний 3 12 36 30 90
8.2 Вентилятор витяжний 3 12 36 25 75
8.3 Вентилятор витяжний 3 12 36 11 33
8.4 Вентилятор витяжний 3 41 123 30 90
8.5 Вентилятор витяжний 3 41 123 25 75
8.6 Вентилятор витяжний 3 41 123 11 33
9.1 Насос очищеної води 8,2 35 287 7 57,4
9.2 Насос очищеної води 8,2 36 295,2 7 57,4
9.3 Насос очищеної води 8,2 38 311,6 7 57,4
10.1 Вентилятор приточний 18 31 558 3 54
10.2 Вентилятор приточний 18 34 612 3 54
10.3 Вентилятор приточний 18 36 648 3 54
10.4 Вентилятор приточний 18 38 684 3 54
Розрахункові дані 1442 - 39105,7 - 20435,2 27,1 14,2
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 21066 45/04 ПЗ 41
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.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [8].
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.
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 [6, 8]:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів [4, 6].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання [8], 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.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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
N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
2 2
SВН ГПП 0,9 8985,1 191,5 5925,6 957,64 10203,5 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02·9576,4 191,5 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·9576,4 957,64 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП 10203,5 1,4
роз Кзав.Л 37,5 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп=260 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
37,5 А ≤1∙260 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 37,5 А <1.1,25.260 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
23 ).
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):
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 . (3.6)
3 U p
і 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
Uф1 U //
ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.8)
Uф2 (IaR I X) j(I j
p aX IpR) Uф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U / 2 / / 2
ф1 ф2 Uф) (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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U//
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR QіX PіR Q X
U 3 (Ia R I і
p X) . , (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)
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 Х/ /
0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м (3.16)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
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
rпр 1,151,20 F Fcт , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
F
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 8985,1 Q 5699,8
Ia 47,2 А; I і 30А.
3 Uі 1,73 110 p 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 75 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132 75 =9,9 Ом,
X X 0 L , X = 0,3875= 28,5 Ом.
U/
ф 47,2 9,9+30 28,5 1279,8 В
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф 424,8
U//
ф 30 28,5 47,2 9,9 430 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (1100001279,8)2 (430)2 111280,6 В,
та його фаза
U/ /
arctg ф 430
/ 0,004 .
Uф2 Uф 110000 1279,8
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111280,6 110000 1280,6В.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектної
потужності
U
ф 1280,6
U% 100% 100% 1,2%.
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 21066 45/04 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02·9576,4 191,5 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·9576,4 957,64 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р0,38цеху i Ртр )2 (Q Q 2 ); (4.3)
0,38цеху i тр
2 2
S 0,9 8985,1191,5
np(6 ст.) 5925,6 957,64 10203,5 кВ А.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
10203,5
Sтр 7288,2 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=10000 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі
вони не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два
силових трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням
потужністю 10000 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТДН 10000/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 8 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
12500
12000 Sмакс
11500
11795
11000
10500
10000 10615
9500 Sн.тр
9000 9436
8500
8000 8486
8256
7500
7000
6500 7077 7077
6000
5500 5897
5000
4500
4718 4718 4718
4000
3500
3000 3538 3538
2500
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
1 (S 2
i ti )
К І
1i
n (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((4,711) (3,53 1) (3,53 2) (4,711) (8,48 1)
1 (8,25 3) (7,07 3) (7,07 3) (5,89 1) (7,711))
К1 0,5.
10 (11 2 11 3 3 311)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S 2
i ti )1
К2
1i
m ; (4.6)
Sн.тр ti
i1
` 1 ((10,612) (9,43 2) (11,79 3))
К2 0,33 .
10 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
К `` 0,9 S
np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
0,9 10203,5
К ``
2 0,92 .
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [9] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,92.
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 =10000 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
ном Т . (4.7)
2
10000 7288,2
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТДН 10000/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=10 МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 14 кВт, ΔРКЗ= 58 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 [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП3, кВА;
S – площа приміщення, м2.
1242,4 кВА
S 0,7 .
1728 м2
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N ; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 3, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
Sтп3 1242,4
Sн.тр 887,4 кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн.тр 1000 кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1078,4
Nmin 0,5 2 шт ,
1000 0,7
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S 1242,4
кз.ф мТП , кз.ф 0,6;
Ne Sн.тр 2 1000
Qmax.T (2 0,6 1000)2 1078,42 526,4 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
QНК1 Q _
м0,38 QmaxТ ;
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 616,6 526,4 90,2 квар.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK 2 Q _
м QHK1 Nе Sн.тр; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 616,6 90,2 0,18 2 1000 166,4 квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 =90,2+166,4 256,6 квар,
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю
Sн.тр 1000 кВА,та дві конденсаторні установки марки УКБН-0,38-135 Т3
потужністю Qкку=135 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 21066 45/04 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qвк 0,89 5699,8 957,64 52,8 2730 3247 квар.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ56-10,5-1800 У1. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 66
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 [10]. 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 10 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.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проекті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4 + РТ = Рроз 0,4 + 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10 = Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4 + 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ
(активне, реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
S Л = 2
Рmax 10 і + Qi max 10 і 2 ,
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-ТП3
Рmax 10 = 1078,4+ 0,02 1000=1098,4 кВт,
Qmax 10 = 616,6+ 0,11000 716,7 квар,
SЛ _ ТП3 1098,42 716,72 1311,5кВА.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р
0,38, Q0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ГПП-ТП1 750,7 431,8 1000 770,7 531,8 936,4
ГПП-ТП2 1370,1 830,8 1000 1390,1 930,8 1672,9
ГПП-ТП3 1078,4 616,6 1000 1098,4 716,7 1311,5
ГПП-ТП4 243,2 116,6 400 251,2 156,6 296
ГПП-ТП5 640,2 382,2 1000 660,2 482,2 817,6
ГПП-ТП6 1488,3 891,1 1600 1520,3 1051,1 1848,3
ГПП-ТП7 1066,6 760,2 1600 1098,6 920,2 1433,1
ГПП-ТП8 1434,1 1037,3 1600 1466,1 1197,3 1892,9
ГПП-ТП9 913,5 633,2 1000 933,5 733,2 1187
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 3, який обрано у якості прикладу
Sл,(ТП3) 1311,5
Iр.Л,(ТП3) 75,8 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 75,8
Fек 54,2 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-3.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×50), Іном.каб=140 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 75,8165 1,04 0,87 1,25 186,6А.
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
U 3 75,8 0,07 (0,769 0,77 0,066 0,64) 5,8 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, S 2
л, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 230 936,4 54,1 38,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 60 1672,9 96,7 69 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП3 70 1311,5 75,8 54,2 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП4 210 296 17,1 12,2 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП5 170 817,6 47,3 33,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 50 1848,3 106,8 76,3 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП7 160 1433,1 82,8 59,1 165 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП8 140 1892,9 109,4 78,1 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП9 220 1187 68,6 49 140 АСБГ(3×50)
ГПП-БСК10 6 936,4 104 74,3 205 АСБГ(3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 72
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. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунку 6.1.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-1 ТП-2 ТП-4
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.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 ,
3 115
100
Iб1 5,5 .
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х *с 0,034 .
2900
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
*л r0л lл ,
U 2
б1
100
R*л 0,38 75 0,216;
1152
де lл – довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X*л x 0л l б
л ,
U 2
б1
100
Х*л 0,06 75 0,034.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз Sб
тр ,
100 Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,05.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
КЗ і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
Ікз(К1)
б1 ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,21;
0,0692 0,2162
Х сум(К1) Х с Хпл ,
Х сум(К1) 0,034 0,034 0,069 ;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,216 .
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 ,
0,216
3,14( )
к 1 2,718 0,069
уд(К1) 1,14.
і уд(К1) 2 2,21 1,14 3,52 .
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 4,83 ;
1,1192 0,2162
Х сум(К2) Х с Хпл Х тр ,
Х сум(К2) 0,034 0,034 1,05 1,119 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,216 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 4,83 1,01 6,82
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,216
3,14( )
к 1,119
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) 2,93 ;
1,197 2 2,6162
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Х сум(К3) 0,034 0,034 1,05 0,078 1,197 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,216 2,4 2,616
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,93 1,09 2,93
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к уд(К3) 1 е сум(К3) ,
2,616
3,14( )
к 1 2,718 1,197
уд(К3) 1,09.
В точці К4
І
Ікз(К4)
б2
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,6 ;
1,1812 1,7562
Х сум(К4) Х с Хпл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,034 0,034 1,05 0,062 1,181;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,216 1,54 1,756 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,6 1,06 3,87
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
1,756
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,181 1,06 .
В точці К5
І
І б2
кз(К5)
Х 2
сум(К5) R 2
сум(К5)
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К5) 4,14 ;
1,1762 0,6212
Х сум(К5) Х с Хпл Х тр Х л3 ,
Х сум(К5) 0,034 0,034 1,05 0,057 1,176 ;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,216 0,405 0,621.
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 4,41 1,02 5,93
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к сум(К5)
уд(К5) 1 е ,
0,621
3,14( )
к 1 2,718 1,176
уд(К5) 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,069 0,216 0,23 2,21 3,52
К2 1,119 0,216 1,14 4,83 6,82
К3 1,197 2,616 2,88 1,91 2,93
К4 1,181 1,756 2,12 2,6 3,87
К5 1,176 0,621 1,33 4,14 5,93
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.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
хл0 3,5 0,034 0,12.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.3) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1 k S3
к к ,
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
S 1
к 1,5 2900 4350 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.
I 1
4350
kc 22,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 15,5
хсо 0,034 0,034 0,65 Ом.
22,9
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
хо х со х ло х тр1о х тр2о ,
(0,65 0,12) (1,05 1,05)
х0 0,6 Ом.
(0,65 0,12) (1,05 1,05)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,034 0,034 0,068 Ом,
(1) 3 15,5
ІkА1 23,5 кА.
0,068 0,068 0,6
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 81
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-10000/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• 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 21066 45/04 ПЗ 82
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
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 [11].
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 [13, 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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=62 А Iн=2500 А
іуд =3,52 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,21 кА Iвідкл. =40 кА
В 2
к І t t ф 3,522 0,035 0,43 Вк Іm t m 102 0,035 3,57
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача
на проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=62 А Iн=1000 А
іуд =3,52 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,21 кА It.cт. =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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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].
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)=527,2 А Iн=1000 А
іуд =6,82 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,83 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2 2
t t ф 6,82 0,12 5,58 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
9576,4
Імах(ввід) 527,2 А.
3 10,5
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВЭ-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=263,6 А Iн=630 А
іуд =6,82 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,83 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 t 6,822
к t ф 0,12 5,58 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 9576,4
Імах(секційний) 263,6 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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; (750/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=649,3 А Iн=2000 А
іуд =6,82 кА ід= 70 кА
В І2 2 2
к t t ф 6,82 0,12 5,58 Вк І t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– 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 P, Q, S,
котушкою, Вт tg
Вт вар ВА
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Іt tф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
4140 0,2
F 22,3 мм2
min .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП3 має переріз F=70 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 21066 45/04 ПЗ 91
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.
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.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k Е S z
Ф з min , (8.1)
N η
де k з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5 [7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=1728 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Lв 16 6 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
32 54
N 48
2 шт.
6
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
32 54
і 3,3;
(32 54) 6
1,5 200 1728 1,15
Ф 20700 лм.
48 0,6
Приймаю до встановлення 48 світильників ГСП03-125 з розмірами
460 × 535 та лампами ДРЛ 250 (Фл = 25000 лм; Р = 400 Вт).
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Фсв μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 6000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
25000 1,2 15,9
Е 318 лк.
1000 1,5
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 318 лк.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається 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 освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
48
Рроз 11,12 0,4 21,5 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 [18].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 103
І роз
роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Рроз 103
І роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 103 Р 103
І роз роз
роз .
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної 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:
Р 3 3
І роз 10 21,5 10
роз 36,3 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 ∙ 36,3 = 45,4 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ
(3х6)+(1х4)з допустимим струмом Ідоп.=50 А.
Розрахунок цехової освітлювальної 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 живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 12,2
�� = = 1,22 %;
1000
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�� = 5,5 − 1,22 = 5,36 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,22 ∙ 0,9 +5,36 ∙ 0,44) = 2,82 %;
∆��м = 105 − 2,82 − 97,5 = 4,68 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювального навантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + ��
∙ �� ; +�� ∙ �� ;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�� = 6 ∙ 4 + 12 ∙ 4 + 18 ∙ 4 + 24 ∙ 4 + 30 ∙ 4 + 36 ∙ 4 + 42 ∙ 4 + 48 ∙ 4 + 54 ∙ 4
= 1104 кВт ∙ м;
1104
∆�� = = 1,21 %.
54 ∙ 16,8
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
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 живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л Iмакс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Iр, Iмакс., Iдоп.кабелю,
Назва споживача Марка
А А А
Установка первинного змішування 7 8,8 19 АВВГ(4×2,5)
Насос міксерний 21,5 26,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Міксер 55,3 69,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Насос ротаційний 41,3 51,6 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Установка фасування 112,4 140,5 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Транспортер 84,1 105,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Обертовий стіл 8,6 10,8 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 5,4 6,8 19 АВВГ(4×2,5)
Насос теплообмінний 15,2 19 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 31,8 39,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Щиток освітлення ЩО 36,3 45,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
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 1:
��роз.РП = ((7 ∙ 2) + (21,5 ∙ 2) + (55,3 ∙ 2) + (41,3 ∙ 2) + 5,4 + 112,4) ∙ 0,74
= 308,2 А.
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення
заношу до таблиці 8.2.
Робимо послідуючі розрахунки так само, дані заносимо в таблицю 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів
I , I , I ,
Найменування РП роз.РП макс. доп.кабелю
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 278,6 348,3 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-3 334,5 418,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-4 334,5 418,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-5 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-6 334,5 418,1 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 127,8 159,8 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Конденсаторна установка 205 256,3 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
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 освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
U max
Т (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
U КЗ
а 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2
КЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП SТП .
2
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U U 2
2 1 .
W1
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
Визначимо втрати напруги найбільш потужного електроприймача цеху,
для якої Ір=57,8 А, питомий активний та індуктивний опір: r0=1,1 Ом/км,
х0=0,068 Ом/км, Lкл2=70 м.
U U Л 2 3 75,8 0,07 1,9 0,9 0,068 0,3 15,8 В.
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі.
Для трансформатора мережі ТМЗ 1000/10, яка розраховується ∆Ркз= 12,2 Вт;
Uк.з.=5,5%; Sном.тр=1000 кВА, сosφ=0,9; sinφ=0,3.
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ:
U = 12,2
а ×100% =1,22 %.
1000
U = (5,5)2
p (1,22)2 5,37 %.
Втрати напруги на цеховому трансформаторі складуть
U 1242,4
т 1,20,95,370,433 4,2 %.
1000
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність:
100 51,2 4,2 99,6 95 %.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ГОСТ 28249–93 [12]. 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
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, %.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
12,2 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 1,9 мОм;
1000
100 ∙ 12,2 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 5,49 мОм.
1000 1000
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
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;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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;
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 [11]:
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rQF1= 0,25 мОм;
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.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20[11]:
- 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 [11].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1
та РП→1)дорівнюють:
�� = 0,195 ∙ 97 = 18,9 мОм;
�� = 0,061 ∙ 97 = 5,9 мОм;
�� = 2,4 ∙ 5 = 12 мОм;
�� = 0,084 ∙ 5 = 0,42 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 + 2,15 + 0,1 + 12
== 41,66 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 + 1,2 + 0,42 = 16,42 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1/1)
�� (К ) = 41,66 + 16,42 = 44,7 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 5159,6 А.
√3 ∙ 44,7 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 = 27,41 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 = 14,8 мОм.
�� (К ) = 27,41 + 14,8 = 31,3 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 7368 А.
√3 ∙ 31,3 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 5,85 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 = 8,73 мОм.
�� (К ) = 5,85 + 8,73 = 10,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 21956 А.
√3 ∙ 10,5 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 21956 = 30,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 7368 = 10,4 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 5159 = 7,2 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
к сум
уд 1 е ,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,12,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,01,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,0.
��уд(К ) = √2 ∙ 30,7 ∙ 1,12 = 48,1 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 10,4 ∙ 1,01 = 14,7 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 7,2 ∙ 1,0 = 10,1 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 5,85 8,73 21,9 30,7 48,1
К2 27,41 14,8 7,3 10,4 14,7
К3 41,66 16,42 5,1 7,2 10,1
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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:
– 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 (1,251,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно 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 21066 45/04 ПЗ 1 27
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
І , 1,1.І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
Установка первинного зміш. 7 7,7 ВА47-29 63 8 500
Насос міксерний 21,5 23,6 ВА47-29 63 25 500
Міксер 55,3 60,8 ВА47-29 63 63 500
Насос ротаційний 41,3 45,4 ВА47-29 63 50 500
Установка фасування 112,4 123,7 ВА88-32 125 125 1250
Транспортер 84,1 92,5 ВА47-100 100 100 1000
Обертовий стіл 8,6 9,5 ВА47-29 63 10 500
Вентилятор витяжний 5,4 6 ВА47-29 63 6 500
Насос теплообмінний 15,2 16,7 ВА47-29 63 20 500
Вентилятор приточний 31,8 35 ВА47-29 63 35 500
Щиток освітлення ЩО 36,3 40 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-1 228 250,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-2 278,6 306,5 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-3 334,5 368 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-4 334,5 368 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-5 228 250,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 334,5 368 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-7 127,8 140,6 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 205 225,5 ВА88-35 250 250 2500
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;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, Ір=334,5 А, Ідоп.л=480 А, Ізах=400 А.
1 ∙ 480 ≥ 1 ∙ 400 А
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
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
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ Новокаховського
електромеханічного заводу [12].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і
дворядною. З врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне
дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.11 приведено загальний вид шафи секційного
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
вимикача, на рисунку 8.12 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи секційного вимикача: 1 – шафа секційного
вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – відсік клемного блоку; 5 –
відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – відсік шинок управління; 8 –
відсік шин
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи управління: 1 – шафа управління; 2 – відсік
збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 –
відсік шинок управління.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ
1000/10 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ приведено на
рисунку 8.13.
В таблиці 8.6 приведені остовні технічні характеристики
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
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.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-1000/10/0,4 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
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ВВЭ-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:
- вимикачем вакуумним типу ВВЭ-10-20/630;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630;
- трансформаторами струму типу ТПОЛ-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.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УКБН-
0,38-135 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
- підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності як
в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
- здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
- знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
- збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом зменшення
їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.8 – Технічні характеристики УКБН-0,38-135 Т3
Найменування параметра Значення
параметра
Номінальна напруга, кВ 0,4
Напруга живлення допоміжних ланцюгів, В 220
Частота мережі, Гц 50
Номінальна потужність, кВАр 135
Кількість ступенів регулювання 12
Значення cos �� від 0,8 до 1
Тип вводу кабельний
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Система контролю та діагностування в‘язкості рідких засобів захисту
рослин
В'язкістю (внутрішнім тертям) називається властивість текучих тіл (рідин і
газів) чинити опір переміщенню одній їх частини щодо іншої.
Основний закон в'язкої течії був встановлений І.Ньютоном (1687):
υ υ
F η 2 1 S ,
z2 z1
де F – тангенціальна (дотична) сила, що викликає зрушення шарів рідини
(газу) один щодо одного;
S – площа шару по якому відбувається зрушення;
υ2 υ1 - швидкість зрушення (швидкість зміни швидкості від шару до
z2 z1
шару).
Коефіцієнт пропорційності називається коефіцієнтом динамічної
в'язкості і кількісно характеризує опір рідині (газу) зсуву її шарів. Величина,
зворотна в'язкості, – текучість: j = h-1. Індекс в'язкості (ІВ) - емпіричне число,
що вказує ступінь зміни у в'язкості масла в межах даного діапазону температур.
Високий ІВ означає відносно невелику зміну в'язкості з температурою, а
низький ІВ означає велику зміну в'язкості з температурою. Більшість
мінеральних речовин мають ІВ між 0 і 110, але ІВ полімермісткого акрилового
наповнювача (multigrage) часто перевищує 110.
Для визначення індексу в'язкості потрібно визначити кінематичну в'язкість
при 40 C і 100 C. Після цього ІВ визначають з таблиць по ASTM D 2270 або
ASTM D 39B. Оскільки ІВ визначається з в'язкості при 40 C і 100 C, він не
пов'язаний з низькотемпературною або HTHS в'язкістю. Цих значень набувають
за допомогою CCS, MRV, низькотемпературного віскозиметру Брукфільда і
віскозиметрів високої швидкості зрушення. Стандарт SAE не використовує ІВ
для класифікації моторних масел починаючи з 1967, тому що цей термін
технічно застарілий. Проте, методика Американського нафтового інституту API
1509 описує систему класифікації основних масел, використовуючи ІВ як один
з декількох параметрів, щоб забезпечити принципи взаємозамінності масел і
універсалізацію шкали в'язкості.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Віскозиметри можна класифікувати по трьом головним типам:
1. Капілярні віскозиметри вимірюють витрату фіксованого об'єму рідини
через малий отвір при контрольованій температурі. Швидкість зрушення можна
зміряти приблизно від нуля до 106 с-1, заміряючи капілярний діаметр і
прикладений тиск. Типи капілярних віскозиметрів і їх режими роботи:
- скляний капілярний віскозиметр (ASTM D 445) - рідина проходить через
отвір встановленого діаметру під впливом сили тяжіння. Швидкість зрушення -
менше 10 с-1. Кінематична в'язкість всіх технічних, промислових, харчових і
автомобільних масел вимірюється капілярними віскозиметрами.
- капілярний віскозиметр високого тиску (ASTM D 4624 і D 5481) —
фіксований об'єм рідини видавлюється через скляний капіляр під дією
прикладеного тиску газу. Може бути змінена швидкість зрушення до 106 с-1. Ця
методика зазвичай використовується, щоб моделювати в'язкість моторних
масел в робочих корінних підшипниках. Ця в'язкість називається в'язкістю при
високій температурі і високому зрушенні (HTHS) і вимірюється при 150 C і 106
с-1. HTHS в'язкість вимірюється також імітатором конічного підшипника,
ASTM D 4683.
2. Ротаційні віскозиметри використовують для вимірювання опори рідині
течії (момент, що обертає) на валу, що обертається. До ротаційних
віскозиметрів відносяться імітатор холодної прокрутки двигуна (CCS),
мініротаційний віскозиметр (MRV), віскозиметр Брукфільда і імітатор
конічного підшипника (TBS). Швидкість зрушення може бути змінена за
рахунок зміни габаритів ротора, зазору між ротором і стінкою статора і частоти
обертання.
Імітатор холодної прокрутки (ASTM D 5293) — CCS вимірює в'язкість в
діапазоні від 500 до 200000 сПз. Швидкість зрушення 104…105 c-1. Нормальний
діапазон робочої температури - від 0 до -40 C.
Мініроторний віскозиметр (ASTM D 4684) - тест MRV, який пов'язаний з
механізмом прокачуваності рідини, проводить вимірювання при низькій
швидкості зрушення. Головна особливість методу – повільна швидкість
охолоджування середовища, яке готується так, щоб мати певну теплову
передісторію, яка включає нагрівання, повільне охолоджування, і цикли
просочення. MRV вимірює залишкову напругу, що здається, більше чим
порогове значення, указує на потенційну проблему відмови прокачування,
пов'язану з проникненням повітря. За допомогою цього методу вимірюють
в'язкість при швидкостях зрушення від 1 до 50 c-1.
3. Віскозиметр Брукфільда - визначає в'язкість в широких межах (від 1 до
105 Пуаз) при низькій швидкості зрушення (до 102 c-1). Віскозиметр Брукфільда
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
(наприклад, ASTM D 2983) використовується, перш за все, для визначення
низькотемпературної в'язкості автомобільних трансмісійних масел, масел для
автоматичних трансмісій гідравлічних і тракторних масел. Температура
випробувань знаходиться в діапазоні від -5 до -40 C.
Метод сканування Брукфільда вимірює в'язкість по Брукфільду, при
охолоджуванні з постійною швидкістю 1 C/год. Подібно MRV, метод ASTM D
5133 призначений для визначення прокачуваності рідини при низьких
температурах. За допомогою цього випробування визначається точка
структуроутворення, визначена як температура, при якій зразок досягає
в'язкості 30000 сПуаз. Визначається також індекс (показник)
структуроутворення як найбільша швидкість збільшення в'язкості від -5 C до
найнижчої випробувальної температури. Цей метод знаходить застосування для
моторних масел згідно стандарту ILSAC GF-2.
В нашому випадку найбільш доцільно буде підходити Капілярний
віскозиметр, що вимірює витрату фіксованого об'єму рідини через малий отвір
при контрольованій температурі. Імітатор конічного підшипника (ASTM D
4683) — ця методика дозволяє вимірювати в'язкість рідини при високій
температурі і високій швидкості зрушення. Дуже високі швидкості зрушення
виходять за рахунок надзвичайного малого зазору між ротором і стінкою
статора.
Розробка системи контролю та діагностування в‘язкості засобів захисту
рослин
Загальна технічна характеристика системи контролю та діагностування, що
розробляється. Технологія вимірювання, вживана в цьому приладі, заснована на
простій і надійній електромагнітній концепції. Два датчики в'язкості і
розроблена електронна схему аналізує час проходження сигналу з датчиків для
вимірювання абсолютної в'язкості. Датчики розташовані в нагнітаючому
трубопроводі за насосом високого тиску. Контролюємо маса закачується крізь
трубку внутрішнім діаметром 18 мм Система вимірює в'язкість з компенсацією
температури.
Опис схеми віскозиметру. Віскозиметр складається з блоку електроніки і
датчика в'язкості:
1) Блок електроніки (модель BCC-324 Visco Pro 2000) в корпусі
стаціонарного виконання. Забезпечений цифровим дисплеєм для відображення
вимірюваних величин, а також має стандартний аналоговий вихід 4-20 мА.
Аналого-цифровий перетворювач (АЦП) КР572ПВ2А дозволяє проводити
реєстрацію даних, автоматичне калібрування системи.
2) Датчик в'язкості SPL440, підєднується до стаціонарного насосу високого
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
тиску.. Обидва кінці поєднуються з патрубками HIP HF4 з різьбленням 9/16-28.
Рекомендовані швидкості потоків 0…0,5 м/сек. SPL440 розрахований на
безперервну роботу при тиску до 1240 Н/см2 і випробуваний статичним тиском
до 1500 Н/см2.
Технічні характеристики датчика в'язкості марки SPL440 приведені в
таблиці 9.1.
Таблиця 9.1 – Технічні характеристики датчика в'язкості SPL440
Характеристика Значення
Повний діапазон
від 0,2 до 10000 сПз
вимірювань
0,2-2 сПз, 0,25-5 сПз, 0,5-10 сПз, 1-20 сПз, 2,5-50
Діапазони вимірюваної сПз,
в'язкості 5-100 сПз, 10-200 сПз, 25-500 сПз, 50-1000 сПз,
100-2000 сПз, 250-5000 сПз, 500-10000 сПз
Точність ±1,0% повної шкали
Відтворюваність ±0,8% свідчення
Максимальний розмір
25-360 мікрон
частинок
Максимальна робоча
190 °C
температура
Максимальний робочий
1240 Н/см2
тиск
Вихідний сигнал аналоговий, 4-20 мА
Функціональна блок-схема віскозиметру. Функціональна блок-схема
віскозиметру, який призначений для контролю та діагностування в‘язкості,
наведена на рисунку 9.1.
8 B
A4
Стабілізатор напруги
+5 B -9 B
A5 DD3 8 B
+5 B A7
A1
-2,732 B
Блок датчиків в'язкості Блок силових ключів А Ц П Блок зразкової напруги
A2 A6
Мультівібратор Блок індикації
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема віскозиметру
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Блок живлення А3 разом зі стабілізатором напруги А4 призначені для
перетворення змінної мережної напруги 220 В у постійну напругу +5/8/-9 В
для живлення різноманітних блоків та елементів пристрою.
В блоку зразкової напруги А7 відбувається генерація високо стабілізованої
напруги -2,732 В, що забезпечує підтримання високої точності вимірювання
сигналу, що поступає з датчиків в‘язкості при різних зовнішніх перешкодах
(підвищеній температурі та тиску). Блок А1 представляє собою інтегральний
електромагнітний датчик, який дозволяє вимірювати в‘язкість за даними тиску
та температури зовнішнього середовища та перетворювати значення в‘язкості у
аналоговий сигнал, який, паралельно, через мультивібратор (блок А2) та через
блок силових інтегральних ключів А5 передається на блок аналого-цифрового
перетворювача (АЦП) DD3, роль якого грає мікросхема КР572ПВ2А. Даний
АЦП здійснює перетворення інформації про в‘язкість і кодує її у десятковий
вигляд.
Для здійснення мнемонічної індикації про в‘язкість, використовується
блок індикації А6 на основі світлодіодних індикаторів. При цьому, керування
роботою індикаторів, його яскравістю та режимами роботи здійснюється як за
допомогою АЦП, так і за допомогою ключів – блок А5.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Розрахунок показників економічної ефективності цеху від модернізації
схем керування асинхроними двигунами
В даному розділі розраховуємо річний економічний ефект від модернізації
схем керування асинхронними двигунами і строк окупності додаткових
капіталовкладень, які використовуються на модернізацію обладнання. Для
збільшення продуктивності асинхронних двигунів, можна запропонувати
модернізацію його схеми керування електроприводом. Додаткові капіталовкла-
дення на модернізацію включають в себе:
вартість нового обладнання;
вартість монтажних і демонтажних робіт;
витрати на матеріали при монтажі.
Метою передбаченої модернізації є отримання річного економічного
ефекту від впровадження модернізації, яка визначається за формулою:
Ер = (З1 - 32) ∙ А2,
де З1 і З2 – приведені затрати до і після модернізації; А2 – річний об'єм випуску
продукції після модернізації.
З1 = С1 + Ен ∙ к1,
З2 = С2 + Ен ∙ к2,
де С1 і С2 – собівартість одиниці продукції до і після впровадження
модернізації; к1 і к2 – додаткові капіталовкладення; Ен – нормативний
коефіцієнт окупності, приймаю Ен = 0,13.
К2 К1 Ер С1 С2 Ен А
А 2.
2
Виходячи з конкретних умов підприємства приймаємо слідуючи дані. В
разі використання модернізації можливе збільшення продуктивності праці, що
впливатиме на зміну собівартості
С1 = 1 + 0,05 ∙ N = 1 + 0,05 ∙ 24 = 2,2 грн.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В разі запропонованої модернізації схеми керування асинхронним
двигуном собівартість зменшується на 1,6%.
Визначаємо розмір собівартості після запропонованої модернізації:
С2 = С1 – С1 ∙ 0,016 = 2,2 – 2,2 ∙ 0,016 = 2,16 грн.
Річний термін роботи асинхронного двигуна в середньому за рік складає:
А2 = 7280 + 100 ∙ N = 2880 + 100 ∙ 24 = 9680 год.
Додаткові капіталовкладення на запропоновану модернізацію складають:
К2 – К1 = 200 + 10 ∙ N = 300 + 10 ∙ 24 = 440 грн.
Визначаємо розмір капіталовкладень
К2 К1 440
0,045 грн./рік.
А2 9680
Розраховуємо річний економічний ефект від запропонованої модернізації:
Ер = [(2,2 – 2,16) – 0,13 ∙ 0,045] ∙ 9680 = 324,3 грн.
Розраховуємо строк окупності капіталовкладень по формулі:
К 440
Ток. 1,36 рік.
Ер 324,3
Розрахунковий строк окупності складає 1,36 роки, отже впровадження
модернізації схеми керування асинхронними двигунами є доцільним.
Річний випуск продукції в грошовому вигляді:
А2 ∙ С2 = 387200 ∙ 2,16 = 836353 грн.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 10.1 – Техніко-економічні показники
№ Одиниці Показ- Примі-
Назва показника
п/п виміру ники тка
1 2 3 4 5
Сума витрат на придбання і монтаж
1 грн. 5350
освітлювального обладнання
Сума витрат на придбання і монтаж
2 грн. 10240
силового обладнання
3 Вартість спожитої електроенергії за рік грн. 686641
4 Річні витрати електроенергії за рік кВт∙ год. 967100
5 Сума експлуатаційних витрат грн. 770806
Кількість персоналу електротехнічної
6 чол. 3
служби
Середньомісячна заробітна плата грн. 4178
електромонтерам по розрядам:
7 3 грн. 4426
4
грн. 4594
5
8 Річна продуктивність АД год. 387200
Річний випуск продукції в грошовому
9 грн. 1836353
вигляді
Загальна вартість основних виробничих
10 грн. 888250
фодів
Загальна площа цеха, в тому числі
11 м2 720
виробнича
12 Відносні показники
Річний економічний ефект від
13 грн. 2594,4
модернізації обладнання
Строк окупності додаткових
14 рік 1,36
капіталовкладеь на модернізацію
15 Трудомісткість обслуговування люд./год. 1030,5
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпечних та шкідливих чинників при роботі в
приміщені технологічного відділу
Проблема охорони праці набуває особливого значення в умовах
сучасного виробничого середовища. Нині людині доводиться виконувати свою
роботу в умовах, коли сучасні технологічні процеси характеризуються
наявністю різноманітних енергетичних систем з небезпечними для
навколишнього середовища та людини чинниками. Складність технологічних
систем та процесів ставить підвищенні вимоги до організму людини. Їй
доводиться діяти на межі своїх фізичних та психологічних можливостей. В
таких умовах людина не завжди може досконало сприймати швидкі зміни
обставин в процесі виробничої діяльності і адекватно на них реагувати. Навіть
звичайна праця у відділі вже стає шкідливою для здоров'я працівника, тому що
при цьому використовуються персональні комп’ютери (ПК), факси, ксерокси та
інші прилади, без яких сучасна професійна діяльність неможлива, але всі вони
мають високо небезпечні для людини фактори.
Під час роботи на виробництві на людину можуть впливати один, або
низка небезпечних та шкідливих виробничих факторів. Безпека того чи іншого
технологічного процесу може бути визначена за їх кількістю і за ступенем
небезпеки кожного з них зокрема. Безпека праці на виробництві визначається
ступенем безпеки окремих технологічних процесів.
Небезпечні й шкідливі виробничі фактори поділяються на фізичні,
хімічні, біологічні й психофізіологічні. Останні за характером впливу на
людину підрозділяються на фізичні й нервово-психічні перевантаження, а інші
- на конкретні небезпечні й шкідливі виробничі фактори.
Кімната відділу є складовою загального технологічного відділу
підприємства і знаходиться на другому поверсі триповерхового будинку.
Система електропостачання підприємства розробляється у
технологічному відділі, який містить три робочих місця та має наступні
розміри: довжина – 6 м, ширина – 4 м, висота – 2,8 м, загальна площа – 24 м2 та
об’єм – 67,2 м3, що цілком відповідає нормам, оскільки на одне робоче місце,
обладнане ПК, покладається 6 м2 та 20 м3 (ДСанПіН 3.3.2.007-98).
Мікроклімат виробничих приміщень - метеорологічні умови
внутрішнього середовища приміщень, які визначаються діючими на організм
людини поєднаннями температури вологості, швидкості руху повітря і
теплового випромінювання.
Тривалий вплив високої температури у поєднанні зі значною вологістю
може привести до накопичення тепла в організмі і до гіпертермії. Цей стан, при
якому температура тіла підвищується до 38-40°С. При гіпертермії, і як
наслідок, тепловому ударі, спостерігається головний біль, запаморочення,
загальна слабкість, зміна колірного сприйняття, сухість у роті, нудота, блювота,
потовиділення. Пульс і частота дихання прискорюються, в крові зростає вміст
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
залишкового азоту і молочної кислоти. Спостерігається блідість, посиніння
шкіри, зіниці розширені, іноді виникають судоми, втрата свідомості.
Для визначення норми мікроклімату на робочому місці, необхідно знати 2
чинники: період року (теплий, холодний) та категорію роботи, залежно від
енерговитрат. В нашому випадку енерговитрати попадають в легку категорію
(Iа - до 148 Вт, Iб - 150-174 Вт).
Оптимальні параметри мікроклімату - це таке поєднання температури,
відносно вологості і швидкості повітря, яке при тривалій і систематичній дії не
викликає відхилень в стані людини.
Оптимальні параметри мікроклімату:
1) температура холодний період t - 22 - 24 °С, в теплий 23 - 25°С;
2) вологість - 40 - 60 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період не більше ніж 0,1 м/с,
теплий - 0,1 – 0,2 м/с.
Допустимі мікрокліматичні умови - це поєднання параметрів
мікроклімату, які при тривалій і систематичній дії на людину можуть викликати
зміни теплового стану організму, швидко. При цьому не виникає ушкоджень
або порушень стану здоров'я, але можуть спостерігатися відчуття
дискомфортний стан, погіршення самопочуття і зниження працездатності.
Допустимі параметри мікроклімату:
1) температура холодний період t - 22 - 27 °С, в теплий 24 - 29°С;
2) вологість - 75 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період не більше ніж 0,3 м/с,
теплий - 0,3 – 0,5 м/с.
При відхиленні фактичних параметрів від нормативних відбувається
порушення теплообміну, терморегуляції і пов'язаних з ними багатьох функцій
організму, що призводить до виникнення ряду захворювань.
Посилене потовиділення призводить до значної втрати хлоридів, що
знижує здатність крові утримувати воду, внаслідок чого вода, що випивається,
швидко виводиться з організму.
При підвищенні відносної вологості повітря в умовах високої
температури значно погіршується віддача тепла випаром поту.
Фактичні параметри мікроклімату:
1) температура холодний період t - 21 - 23 °С, в теплий 26 - 28°С;
2) вологість - 55 %;
3) швидкість руху повітря в холодний період V - 0,1 м/с, теплий V - 0,1 –
0,2 м/с.
Порівнюючи фактичні параметри мікроклімату з нормативними можна
зробити висновок, що мікроклімат у відділі відповідає встановленим нормам
(ДСН 3.3.6.042-99).
У відділі джерелом шуму є системний блок ПК, який створює на
робочому місці рівень шуму від 35-40 дБ, що не перевищує нормативного рівня
який становить 60дБ відповідно документу ДСН 3.3.6.037-99. Оскільки
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
фактичний рівень шуму не перевищує нормованого значення, то засоби захисту
від шуму у відділу непотрібні.
Джерел, що створюють підвищену концентрацію хімічних речовин в
приміщенні, немає, тому склад повітря відповідає ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007.
Електромагнітне випромінювання зашкоджує здоров’ю людини.
Внаслідок дії на організм людини електромагнітних випромінювань
спостерігаються: загальна слабкість, підвищена втомованість, пітливість,
сонливість, а також розлад сну, головний біль, болі в області серця.
З’являються роздратування, втрата уваги, подовжується тривалість мовно-
рухової та моторної реакцій, збільшується межа нюхової чутливості. У відділі
знаходиться ПК, який є джерелом електромагнітного випромінювання, але його
рівень не перевищує нормоване значення згідно до документу ДСН 3.3.6.096-
2002. Рекомендовано після кожних двох годин інтенсивного користування ПК
робити перепочинок на 15-20 хв.
Раціонально виконане освітлення приміщення надає позитивного
психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє продуктивності праці,
забезпеченню її безпеки, знижує рівень втоми і травматизму, зберігає високу
працездатність в процесі праці.
Для створення комфортних умов зорової роботи застосовують природне і
штучне освітлення, а також суміщене, яке нормується ДБН В.2.5-28-2018.
Штучне освітлення буває робочим, аварійним, охоронним, евакуаційним
та черговим. Влаштування робочого освітлення обов’язкове в усіх приміщеннях
і на освітлюваних територіях, вулицях для забезпечення нормальної роботи,
проходу людей і руху транспортних засобів під час відсутності або нестачі
природного освітлення.
За своїм характером зорова праця, відноситься до високої точності, тому
розряд зорової роботи - ІІ, підрозряд - б, оскільки найменший розмір об’єкту
розрізнення 0,15-0,3 мм. Для робіт ІІ розряду використовується лише суміщене
освітлення.
Природне освітлення нормується за допомогою коефіцієнта природного
освітлення за ДБН В.2.5-28-2018. Нормоване значення коефіцієнта природного
освітлення 1.2%. Фактичний рівень на робочому місці лежить в діапазоні 28-
42%. Тому рівень природного освітлення відповідає нормативним вимогам.
На стелі відділу розташовано чотири світильника типу ЛПП-04-2х18,
який має дві лампи типу Т8 потужністю 18 В. Світильник має ступінь захисту
IP65. Такі світильники застосовуються в приміщеннях з високим рівнем пилу та
вологи, промислових зонах, де потребується підвищена безпека при роботі з
освітлювальними приладами.
Фактичний рівень штучного освітлення, який створюють світильники
типу ЛПП-04-2х18 становить 450 Лк. Згідно ДБН В.2.5-28-2018 норма
штучного освітлення повинна становити 300 Лк. Порівнюючи ці данні можна
зробити висновок, що фактичний рівень штучного освітлення відповідає
встановленим нормам.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На кожному робочому місці знаходиться місцевий світильник HL069L
11W для виконання точних робіт.
Електробезпека — система організаційних та технічних заходів і засобів,
що забезпечують захист людей від шкідливого та небезпечного впливу
електричного струму, електричної дуги, електромагнітного поля і статичної
електрики. Правила електробезпеки регламентуються правовими і технічними
документами, нормативно-технічною базою. Знання основ електробезпеки
обов'язкове для персоналу, що обслуговує електроустановки і
електроустаткування.
Приміщення відділу відноситься до приміщень з підвищеною небезпекою
ураженням працівників електричним струмом, оскільки є можливість
одночасного дотику людини до існуючого з’єднання з землею металевими
конструкціями будинків, з одного боку, і металевими корпусами
електроприладів, з іншого згідно ПУЕ.
Електромережа, від якої живиться обладнання, має напругу 220В з
частотою змінного струму 50 Гц. Переріз струмопровідної жили 2,5 мм2.
розрахований на 21 А і потужність 5 кВт. Проводка прокладена під шаром
штукатурки, що захищає її від випадкового дотику працівника до
струмопровідних частин. Всі дроти без виключення мають ізольоване покриття
опором 0,5 МОм. Всі корпуси обладнання під’єднуються до загальної в
установі системи захисного заземлення (ДСТУ Б В.2.5-82:2016). У відділі є
один вимикач світла, що знаходиться біля дверей, а також шість розеток на
робочому місці для під’єднання обладнання до живлючої мережі. Також для
індивідуального захисту від можливого ураження струмом під ногами
працівника розташований резиновий килим.
Захист від пожеж є найважливішим обов'язком кожного співробітника
підприємства. Протипожежний захист має своєю метою вишукування найбільш
ефективних, економічно доцільних і технічно обгрунтованих способів і засобів
попередження пожеж та їх ліквідації з мінімальним збитком при найбільш
раціональному використанні сил і технічних засобів гасіння.
Оскільки стіни будівлі цегляні, то ступінь вогнестійкості будівлі - ІІ
згідно з ДБН В.1.1-7-2016.
Приміщення відділу відповідає класу пожежонебезпечної зони П-IIа
відповідно до ПУЕ. Клас П-IIа – зона приміщень, в котрих є тверді або
волокнисті горючі речовини. Горючий пил і волокна не виділяються.
Приміщення відділу за вибухопожежною та пожежною небезпекою
належить до категорії В – пожежонебезпечні у відповідності з ДСТУ Б В.1.1-
38:2016, тому що в ньому знаходяться горючі та важкогорючі рідини, тверді
горючі та важкогорючі речовини та матеріали (в тому числі пил і волокна),
речовини та матеріали, здатні тільки горіти при взаємодії з водою, киснем
повітря або один з одним, за умови, що приміщення, в яких вони є в наявності
або обертаються, не належать до категорій А і Б.
Порошкові вогнегасники найбільш часто застосовуються як основні
засоби протипожежного захисту в електроустановках. Вони ефективно
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
локалізують джерело загоряння та збивають полум'я. Вогнегасний компонент в
них - інертний порошок, що перешкоджає доступу кисню в осередок горіння.
Порошкові вогнегасники, що мають маркування ВП, незамінні при гасінні
кабельної ізоляції: вони покривають палаючий матеріал щільним шаром і
перешкоджають повторному загорянню. Порошкові вогнегасники можна
застосовувати в електроустановках, що знаходяться під напругою.
Відповідно до Правил експлуатації вогнегасників у відділу знаходиться
один вогнегасник ВП-5 на спеціальному кріпленні на стіні.
Відповідно НПАОП 0.00.4.12-05 вступний інструктаж з безпеки праці
проводять з усіма працівниками, хто приймається на роботу незалежно від
їхньої освіти, стажу роботи за даною професією чи посадою, з тимчасовими
рамками, відрядженими, учнями і студентами, які прибули на виробниче
навчання або практику. Після проходження вступного інструктажу працівник
проходить інструктаж з протипожежної безпеки. Після проходження вступного
інструктажу працівник зобов'язаний пройти первинний інструктаж
безпосередньо на робочому місці. Повторний інструктаж проходять всі
працівники незалежно від кваліфікації, освіти, стажу, характеру виконуваних
робіт, не рідше одного разу на квартал. Позачерговий інструктаж поводять в
окремих випадках.
Відповідно до наказу МОЗ №246 від 21.05.2007р. працівники повинні
проходити періодичні медогляди. Метою медоглядів є своєчасне виявлення
захворювань або відхилень у стані здоров'я, що загрожують працівникові та
його оточенню у конкретних умовах здійснення професійної діяльності. За
своїм характером розрізняють запобіжні (попередні) і періодичні медичні
огляди.
Медичні огляди поділяються на попередні (до прийняття на роботу) та
періодичні. Періодичні медичні огляди проводять протягом часу виконання
працівником трудових обов'язків; вони забезпечують динамічне спостерігання
за станом здоров'я працівників, виявлення ранніх ознак шкідливого впливу
виробничих умов на організм, а також захворювань, наявність яких
унеможливлює продовження роботи за певним фахом; запобігають виникненню
нещасних випадків, поширенню інфекційних і паразитарних захворювань тощо.
Запобіжні (попередні) медичні огляди проводять під час прийняття на
роботу для встановлення фізичної, психофізіологічної та психологічної
придатності осіб до роботи за конкретно обраними професією, спеціальністю
або посадою.
У відділі та й взагалі на другому поверсі установи відсутня система
протипожежної сигналізації, тому існує необхідність щодо створення у відділу
підприємства цієї системи, відповідно ДБН В.2.5.56-2014.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11.2 Розробка системи протипожежної сигналізації в приміщенні
відділу
Система пожежної сигналізації призначена для виявлення пожежі,
обробки, передачі в заданому вигляді повідомлення про пожежу, спеціальної
інформації або видачі команди на включення автоматичних установок
пожежогасіння і включення виконавчих установок систем протидимного
захисту, технологічного та інженерного обладнання, а також інших пристроїв
протипожежного захисту.
У відділі пропонується встановити систему протипожежної сигналізації
фірми «POLON-ALFA», що складається з таких основних елементів: база G-40,
підставка під базу PG-40 і пожежний димовий сповіщувач DOR-40.
Прилад приймально-контрольний пожежник (ППКП) POLON 4200
(рисунок 11.1) дозволяє інтегрувати усі елементи адресної інтерактивної
системи автоматичного виявлення пожежі POLON 4000. Прилад координує
роботу усіх пристроїв і систем і приймає рішення про активацію пожежної
тривоги, запуск пристроїв сигналізацій і протипожежних, а також передачу
інформації на пульт централізованого моніторингу. Прилад POLON 4200
рекомендується для пожежного захисту об'єктів невеликого або середнього
розміру, напр. готелів, банків, складів, пам'ятників історії і так далі. Прилад
також дозволяє контролювати і управляти зовнішніми захисними пристроями,
такими як протипожежні двері, димові заслінки і так далі, а також передавати
інформацію про пожежу на станцію моніторингу в цифровому і аналоговому
виді. Після отримання сигналу тривоги, відповідно з запрограмованим
варіантом, прилад може запустити сигналізатори.
Рисунок 11.1 – Передня панель приладу пожежної сигналізації POLON 4200
З POLON 4200 працюють адресні пожежні сповіщувачі серії 4040:
- оптичні димові DUR;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- оптичні димові DOR;
- іонізаційні димові DIO;
- максимально-диференціальні теплові TUP;
- оптично-температурні DOT;
- сповіщувач диму і полум'я DPR;
- радіосповіщувач DUR – 4047.
Прилад виконаний у вигляді металевої шафки, призначеної для монтажу
до стіни з допомогою спеціальної рами. Дверці шафки, що є одночасно
передньою панеллю приладу замикається на циліндричний замок. На дверцях
приладу розташовані усі елементи сигналізацій. Усередині шафки поміщені усі
модулі електронних ланцюгів і блок живлення. Для введення дротів
передбачені круглі отвори, розташовані у верхній частині задньої стінки
приладу. Нижче розташовані роз'єми для кабелів мережевого живлення і
заземлення. Усередині приладу на дні з лівого боку можна помістити пару
акумуляторів 12 В місткістю 17 А·год.
На рисунку 11.2 представлено розміщення модулів в приладі POLON
4200.
Рисунок 11.2 - Розміщення устаткування приймально-контрольного
приладу POLON 4200
Модулі в приладі POLON 4200 розміщені на дверцях і на стінах і
кріпляться за допомогою гвинтів. Модуль головного мікроконтролера PSC - 43
з прикріпленим до нього РК-дисплеєм розташований на дверцях приладу.
Внизу дверці знаходиться DR – 48 для ведення інформації та налаштувань, а
над ним - плата акустичного сигналізатора і головного індикатора пожежі.
З заднього боку розташовані:
- ліворуч вгорі модуль програмованих виходів PPW - 42;
- справа модуль шлейфів сигналізації MSL - 1m-42;
- справа внизу модуль живлення MZ – 4212.
Технічні характеристики POLON 4200:
- Основне живлення - 230 В;
- Резервне живлення, акумулятори - 2x12В (17 - 22A·год);
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- Споживання струму в режимі спостереження - макс. 700 мA;
- Кількість шлейфів сигналізації - 2;
- Макс. кількість сповіщувачів в шлейфі - 64;
- Кількість зон спостереження - 128;
- Кількість варіантів тривоги - 17;
- Релейні виходи - безпотенційні на приладі 3 (навантаження 1A 30В);
- Сигнальні лінії (потенційні) - 1;
- Контрольні лінії - 2;
- Робоча температура -5°C ÷ +40°C.
База G-40 призначена для встановлення сповіщувачів серії 40 в колах
виявлення (шлейфах) приладів приймально-контрольних пожежних (ППКП)
неадресного типу та сповіщувачів серії 4040 в колах виявлення адресних ППКП
системи POLON 4000.
Бази використовуються для підключення дротів кіл виявлення, що
прокладені під штукатуркою або поверх неї. Бази G-40 призначені для монтажу
на сухих стелях. Для монтажу на стелях, де може виступати скупчення водяної
пари, або у разі монтажу на горизонтальних несучих тросах використовується
додаткова промислова підставка PG-40. Підставка PG-40 призначена для
підключення дротів кіл виявлення, що прокладені в трубі зовнішнього діаметру
макс. Ø18 мм поверх штукатурки на стелях.
База G-40 також може встановлюватися на підвісі у разі використання
промислової підставки PG-40 з кріпленням PG7 або підставки на стелю баз для
підвісу PSGW. Кріплення PG7 та підставка PSGW – обладнання опціональне,
постачається на замовлення.
У разі встановлення баз G-40 в місцях, в яких сповіщувач може бути
механічно пошкоджений, рекомендується використовувати захисний ковпак
OZ-40.
Технічні характеристики бази G-40.
Сповіщувачі, що працюють з базою G-40 сповіщувачі серії 40 та 4040
Діаметр дротів кола (шлейфа) Ø 4,5 ÷ Ø 5,5 мм
Максимальний діаметр жил дротів ≤ 1 мм
Маса бази G-40 ≤ 0,1 кг
Основні розміри бази G-40 Ø 107 x 28,5 мм
Відстань отворів кріплення G-40 63 мм
База складається з: корпуса бази, в якому встановлені основні клеми-
самозатискачі для підключення дротів кола виявляння (шлейфу) та додаткові
клеми для з’єднання екранів дротів.
Механічну конструкцію бази G-40 наведено на рисунку 11.3 та рисунку
11.4.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.3 - Загальний вигляд елементів бази G-40
Рисунок 11.4 - Механічна конструкція бази G-40
База G-40 використовується для роботи зі сповіщувачами серії 40 в колах
виявляння (шлейфах) неадресних ППКП та зі сповіщувачами серії 4040 в колах
виявляння адресних ППКП системи POLON 4000. Нерозривність кола
виявлення досягається тільки після встановлення сповіщувачів в бази.
Пожежний сповіщувач – це пристрій протипожежного захисту для
охорони і безпеки приміщень, що є основою комплексу технічного обладнання
систем пожежної сигналізації. Основне завдання пожежних сповіщувачів –
автоматичне уловлювання всіх виникаючих ознак ймовірного загоряння з
наступною передачею сигналу про пожежу.
Сповіщувач димовий оптичний DOR-40 призначений для виявлення
видимого диму, який супроводжує виникнення більшості пожеж. Він робить
можливим виявлення пожежі на початковій стадії, коли матеріал тільки тліє, що
відбувається загалом довго перед появою відкритого полум’я і помітним
підвищенням температури. Сповіщувач характеризується значною стійкістю до
повітряних потоків, зміни тиску і конденсації водяних парів. Має високу
чутливість на видимий дим.
Технічні характеристики сповіщувача димового оптичного DOR-40:
напруга живлення - 12 В ÷ 28 В;
максимальний струм споживання - ≤ 60 мкА;
струм в стані тривоги - 20 мА;
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
чутливість сповіщувача - не більше 0,2 дБ/м;
максимальна висота встановлення - 12 м;
максимальна площа спостереження - 60 ÷ 86 м ;
робоча температура -25 °C .... +55 °C;
допустима відносна вологість - до 95 % при 40 °C;
розміри - Ø 115 x 43 мм;
маса (без бази) - 0,15 кг;
колір сповіщувача (стандартно) білий.
Механічна конструкція сповіщувача наведена рисунку 11.5. Важливою
частиною сповіщувача є вузол детекції, в склад якого входять інфрачервоний
світлодіод та фотодіод. Ці діоди закріплені в тримачі таким чином, щоб промінь
від світлодіода безпосередньо не попадав на фотодіод. Вузол детекції (тримач з
діодами) закріплений безпосередньо до друкованої плати, що містить
електроніку з процесором, який контролює роботу сповіщувача. Камера
запобігає проникненню світла ззовні до вузла детекції. Металева сітка запобігає
попаданню до вузла детекції дрібних комах та іншого бруду. Корпус
сповіщувача, виконаний з білого пластика, складається з кожуха, основи та
екрана.
DOR-40 використовується з базою G-40, до якої під’єднуються дроти
кола (шлейфу) приладу приймально-контрольного пожежного (ППКП).
Рисунок 11.5 - Конструкція сповіщувача DOR-40
Основою принципу дії оптичного сповіщувача диму DOR-40 є явище
Тіндаля – розсіювання світлового променя на частинках диму. Основною
частиною сповіщувача DOR-40 є оптичний вузол, що складається з
електролюмінісцентного світлодіода, який випромінює світло в
інфрачервоному діапазоні, а також фотодіода, що є приймачем
випромінювання. Оптичний вузол і простір навколо нього закриті димовою
камерою. Конструкція оптичної камери гарантує поглинання зовнішнього
світла та променів від внутрішніх відбивань світла, яке випромінює світлодіод.
Частинки диму, що проникають в середину камери, відбивають світло,
випромінюване світлодіодом. Відбите світло попадає на фотодіод і викликає
появу фотоструму, який після підсилення та перетворення у цифрову форму,
аналізується мікропроцесором сповіщувача. Стан тривоги (ПОЖЕЖА)
сповіщувача сигналізується свіченням червоного світлодіода, який
розміщується на корпусі сповіщувача. Цей індикатор дозволяє швидку
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
локалізацію сповіщувача, що спрацював, та допомагає при періодичній
перевірці роботи сповіщувача. Якщо сповіщувач знаходиться поза полем зору,
то можна до нього під’єднати додатковий оптичний індикатор спрацювання у
видимому місці. Сповіщувач DOR-40 містить схему цифрової саморегуляції,
тобто підтримує постійну чутливість при поступовому забруднені димової
камери. Після перевищення встановленого порогу сповіщувач переходить в
стан тривоги.
Сповіщувачі DOR-40 встановлюються (висота, розміщення) згідно з
обов’язковими нормами ДБН В.2.5-56-2014. Сповіщувачі монтуються в
приміщеннях, де використовуються та знаходяться матеріали, що з моменту
виникнення пожежі будуть виділяти видимий дим. У випадку складності у
визначені найбільш вірогідного фактора пожежі (виду диму), що може
виникнути в першій фазі розвитку пожежі, необхідно використовувати
комбіновані пожежні сповіщувачі. Сповіщувач монтується в базі серії 40.
Додаткову оптичну сигналізацію одного сповіщувача або групи сповіщувачів
можна отримати шляхом підключення виносного індикатора WZ-31. Дроти
системи пожежної сигналізації прокладаються згідно з правилами,
обов’язковими для слабкострумних мереж з низькою напругою (менше 42 В).
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN
50160:2014.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк
ЧДТУ А1 21066 45/04 ПЗ 1 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата