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/7370| Назва: | Електропостачання підприємства з виробництва систем оповіщення |
| Автори: | Кисельова, Ганна Олексіївна Смірнов, Ярослав Русланович |
| 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 систем оповіщення. 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/7370 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Смірнов.pdf Restricted Access | 6.04 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 21076 45/04
на тему:
«Електропостачання підприємства з виробництва систем
оповіщення»
(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)
Смірнов Ярослав Русланович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _______________ Кисельова Г.О.
( прізвище та ініціали)
Рецензент _______________ _______________
(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
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ ................................................................................ 5
1.1 Характеристика об’єкта проектування ....................................................... 6
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
гучномовців .......................................................................................................... 9
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ....... 11
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ..................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ........ 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ........................................................................ 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій . 32
2.6.1 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 32
2.6.2 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 33
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................................................... 38
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 38
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 42
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 44
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ...................................................................................................... 51
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ................................................................ 54
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 58
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ............................................................................................... 68
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 68
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 69
ЧДТУ А1 21076 45/01
Зм. Арк. № докум. Підпис Дата
Розробив Смірнов Електропостачання Літ. Аркуш Аркушів
Перевірив Кисельова 157
підприємства 3
Н.контр. з виробництва систем
Ключка ФЕТАМ гр.СКЕСЕ-16
Затвердив Ситник оповіщення
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В ........................................................................................................ 73
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 74
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................. 78
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
............................................................................................................................. 82
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ .... 85
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 85
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 86
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 88
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 89
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 91
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість................................................... 92
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 94
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................. 94
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 95
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 95
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 96
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ................ 109
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .................. 110
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту ........................................................................................ 111
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ................... 114
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .................... 117
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 119
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 122
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 125
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 125
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 126
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 128
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції130
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Монтаж заземлюючих пристроїв ....... 136
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ............................................................ 143
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 149
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в
приміщенні проектно-експериментального відділу .................................... 149
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу .............................. 152
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 156
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним
вимогам [1, 2, 3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш
проста (більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній,
відсутність замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання
та перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі згідно Ду 19431-84, де викладені терміни та визначення
енергетики і електрифікації, – підприємства, організації, територіально
відокремлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких приймачі
електроенергії приєднані і використовують електроенергію. За правилами
улаштування електроустановок споживачем електроенергії називається
електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом і
розміщуються на певній території.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший
вид енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу
чергу безперебійність електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи
на те, що ці особливості та характеристики є головними чинниками при
проектуванні системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи
електропостачання, основні з яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проекту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 6
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що
виконують допоміжні технологічні операції, частину обладнання
інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 7
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
вказаних електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого
завищення не тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог
до резервування живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії,
що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Підприємство з виробництва систем оповіщення має споживачів І, ІІ та
ІІІ категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 8
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення гучномовців
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання
не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у
таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
Встановлена
поз. Кількість,
Найменування електроприймачів потужність, cos
на шт.
кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Машина виготовлення котушок 3 0,8 0,73
2 Кондиціонер 4 2,5 0,88
3 Вентилятор витяжний 6 18,0 0,86
4 Автомат виготовлення дротів 3 78,0 0,92
5 Компресорна установка 3 7,5 0,78
6 Насос водяний 2 3,3 0,86
Ливарний автомат лакування
7 2 36,5 0,90
дротів
Прес-автомат капронових
8 2 6,2 0,83
дифузорів
Прес-автомат паперових
9 3 4,4 0,80
дифузорів
10 Прес-автомат титанових дифузорів 2 11,0 0,87
11 Прес-автомат гумового лиття 1 24,0 0,90
31
Однофазні електроприймачі
1 Клеєвий пістолет 3 0,5 0,77
2 Паяльник 3 1,5 0,65
6
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 9
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху виготовлення гучномовців, електропостачання якого
розглядається окремо, складають ABH 42847,8 .
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 10
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2400 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 70 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 345 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 11
Змн. Арк. № 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 економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 Uном Ipоз cos . (2.1)
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 12
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх
методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість
(рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проектування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 13
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 14
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 15
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням:
n 2
Pном
n 1
е .
n
n р2
ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2p
n ном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n ( n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв і рном і
К 1
в . (2.6)
n
рном і
1
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 16
Змн. Арк. № 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
Коефіцієнт використання К
n в
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 17
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 18
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1
в, цеху . (2.7)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв, i Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв,і Рном,і tgі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху Рроз цеху Qроз цеху . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 19
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність другої групи
електроприймачів (кондиціонер) Рном,1 . При цьому, так як електроприймачі
згруповані таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта
використання Кв та номінальну потужність, групова установлена
(номінальна) активна потужність дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном1 2,5 4 10кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв Рном,1= 0,8 10 8кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 20
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ = 8 0,54 4,3квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв Рном, та Кв Рном, tgφ , а саме: Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 528
nе 14 .
78,0
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
377,5
Кв, цеху 0,7 .
528
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе 14 та
Кв, цеху = 0,7 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,13 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху 1,13 377,5 = 426,5 кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 21
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qроз цеху 190,4 квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
Sроз 426,52 190,42 467 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 22
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 23
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені
по фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної
потужності трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують
як трифазні ЕП тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної
потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 24
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і
с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а, , (bс)b , (са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с , (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- клеєний пістолет – 3 шт;
- паяльник – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- клеєний пістолет Uф 220В ; рф,0 0,5 кВт ; cos 0,77 ;
Кв,a0 0,45;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 25
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- паяльник: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 1,5 кВт ; cos 0,65 ;
Кв 0,5 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.12, 2.13), які записано для більш загального випадку:
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4.
P(a) P(b) P(c) 0,5 1,5 0,84 0,5 1,5 0,84 0,65 0,5 0,72 кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,5 1,5 0,3 0,5 1,5 0,3 0,45 0,5 1,16 0,49 квар
Для кожної фази
Q
tg (ф)
ф .
P(ф)
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 26
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
0,49 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 0,58
0,72 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
p
p ном.max .ф pном.min .ф .
pном.min .ф
p 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
Кв(а) Кв(b) Кв(c) Кв(ф) для фази
На приклади фази (b)
Р
К (b)
в(b) ,
Рab Рbc Р
2 b,0
0,72
Кв(b) 0,36 .
1,5 1,5 0,5
2
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для найбільш
навантаженої фази
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру 3 P(ф) ; Ру 3 0,72 2,16 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 2,16 0,53 1,15 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax.(o)
P(ф) 3 0,72 2,16 кВт ,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 27
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2 2,16
ne(o) 2 .
3 0,72
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(ф) 0,755 отримаємо Кр 1,14 .
Рроз у Кр Кв(ф) Ру
Рроз у 1,14 0,755 2,16 1,9 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі
і
Qроз у 1,10,755 2,16 0,53 0,95 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S P2 2
роз у роз у Qроз у ,
3 2 3 2
Sроз у 1,9 10 0,95 10 2,12 кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням.
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок Рп. оc. ф використовуються слідуючи дані: тип світильника,
коефіцієнт запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H,
площа освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 28
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6, 7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення
необхідну для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.14)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,95 9,7 3528)
Рм.о. 32,8кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е к
рп.о.ф ф з.ф
Рп.о.табл к
100 к р , (2.15)
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [4], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [4], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4].
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення
цеху визначаємо за виразом
Q м.о Р м.о tgφ о , (2.16)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз
Qм.о 32,8 0,2 6,6 квар.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами
Р0,4 цеху Рроз, цеху Рроз, ос, цеху Рроз у
Р0,4 цеху 426,5 32,81,9 459,3 кВт,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 29
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Q0,4 цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху Qроз у ,
Q0,4 цеху 190,4 6,6 0,95 197,95квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.16)
2 2
S ТП 459,3 197,5 474,8кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko .
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у 2,12 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр заводу (для нашого випадку вона дорівнює
потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за формулою
2 2
N N
SНН ГПП Ко P0,4 цеху і Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
2 2
SНН ГПП 0,9 5825,3 +3493,1 = 6113,15 кВ А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству, а приблизна
розрахункова потужність має значення SНН ГПП = 6113,15 кВ А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 30
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 31
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
2.6.1 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень
будують як на плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на
генеральному плані всього промислового підприємства. В останньому
випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії, а
радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення
його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому
масштабі площі кола:
Рр,0,38і π r2
i m ,
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m - кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i ,
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням:
360 P
р, цеху i
αс.н
Р0,38цеху
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 32
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
360 P
αоc.н
р, цеху i
,
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р
r р0,38(ТП3) 987
ТП6 22,9 мм.
3,14 m 3,14 360
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.6
Таблиця 2.6 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Рроз.цех Рроз.осв.цех Р0,38.цеху m ° oc.н r
кВт кВт кВт кВт/мм2 c.н ° мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Збиральний цех; Магазин;
Лаболаторія акустичних 618 47 665 360 335 25 18,8
випробувань; Пожежне депо
Будівля управління; цех
лакофарбового покриття; 344 89 433 360 286 74 15,2
Монтажний цех
Деревообробний цех;
Складські приміщення;
813 38 851 360 344 16 21,3
Відкритий складський
майданчик
Цех гучномовців 426,5 32,8 459,3 360 334 26 15,7
Склад розчинників та клеїв;
Цех електронних вузлів та 316 18 334 360 341 19 13,3
блоків
Ливарний цех 963 24 987 360 351 9 22,9
Механічний цех; Науково-
817 62 879 360 335 25 21,7
дослідницький відділ
Цех феромагнітних сплавів 824 27 851 360 349 11 21,3
Насосна станція; Котельня 347 19 366 360 341 19 14
2.6.2 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 33
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
n
Р0,4 цеху xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = , (2.18)
n
Р0,4 цеху
i = 1
n
Р0,4 цеху yi
Y i = 1
ЦЕН підпр = . (2.19)
n
Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.7.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 119735,8
ЦЕН підпр = 205,5 м ,
5825,3
Y 1119679
ЦЕН підпр = 192, 2 м .
5825,3
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються
переважно біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях
з таким розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується
кранами. Якщо відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити
між ними підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так,
щоб одна з колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 34
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 35
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції
виносяться за їх межі.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні
обмеження[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій
і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 36
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому
повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 37
Змн. Арк. № 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,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220
– 500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [8], починаючи від
найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем «містків».
Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного аналізу
порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 38
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проектуванні підстанцій, що будуються.
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 39
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 40
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 41
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6
N 2 N 2
SВН ГПП Ко P0,4 цеху і PT Q0,4 цеху і QT , (3.1)
i i
де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
І = ВН ГПП
розПЛ Кзав.Л , (3.2)
3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 42
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
ІрозПЛ к Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом
PT 0,02 SНН ГПП ,
QT 0,1SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена нами
за формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 6113,15 122,26 кВт ;
QT 0,16113,15 611,31квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП 0,9 (5825,3122,26)2 (3493,1 611,31)2 7226,4 кВ А
.
У нашому випадку
7226,4
ІрозПЛ = 38 А .
1,732 110
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 43
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
Fек
роз ПЛ ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.
38
Fек = 27,1 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) 260 А .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);
38 А 1 260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 38 А = 76 А 0,9 1,25 260 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 44
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зрушення стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен виконуватися
з урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менш X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U /
2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
дорівнює [19]:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 45
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Uф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
Uф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф ,
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j
де модуль U1ф цієї напруги :
U (U 2 2
ф1 ф2 Uф) (Uф ) (3.5)
та його фаза :
U
arctg ф .
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:
Uф Uф1 Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням
U 2 2
ф (Uф) (Uф ) . (3.7)
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 46
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
U 3 Uф 3 Ii ri cosi Ii xi sini .
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрата напруги U приблизно визначається по формулі
U U 3 (Ia R Ip X) PіR QіX PіR QіX ,
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 ,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 47
Змн. Арк. № 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/ Х/ /
,
r 0 0
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
r F F
1,151,20 cт
пр .
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 ,
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 48
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P
I і
a ; Q
Ip і (3.8)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi 5825,3 кВт; Qі 3493,1 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L , R 0,3440=13,6 Ом,
X X0 L , X = 0,31840=12,72 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
5825,3 103
Ia 30,6 A ;
3 110 103
3493,1103
Ip 18,3 A .
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
Uф 30,6 13,6 18,3 12,7 648,7 В;
U 30,6 12,7 18,3 13,6 139,74 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 (110 0,65)2 106 (0,14)2 106 175 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,65)2 106 (0,14)2 106 664 В.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 49
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
U 110,65 103 110,0 103 0,65 103
ф В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pi 5825,3 кВт; Qі 3493,1 квар складає
U
U% ф
%.
Uном
0,65 103
U % 100 0,59% .
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 50
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання
в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [4, 9].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
n 2 2
n
Snp(6 ст.) КО P PТ Q QТ SВН ГПП .
i1 i1
Попередньо обрана потужність SТпр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
S np(6 ст.)
Т пр . (4.1)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТпр і
Sном Т незначна 10 % , то для розгляду приймається один варіант, в
іншому випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною
потужністю трансформатора відносноSТпр .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 51
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i1
1 ,
S n
ном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 52
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /
2 та K / /
2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К / i1
2 ,
S m
ном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом
К / / 0,9 S
np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп К2 .
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який
залишився у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
номТ .
2
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 53
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S np(6 ст.).а
ном Т ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
7226,4
SТ пр 5161,7 кВ А .
2 0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ,
UКЗ=10,5%, ∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ= 50 кВт .
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 Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 54
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового
трансформатора користуватися наступними критеріями [9]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
max
S , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після
аварійному режимах.
Згідно [4, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван 0,9 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової ТП,
користуючись співвідношенням
SТП 474,8
Sприб T 339,1 кВ∙А.
2 0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору
складає
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 55
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Sном T =400 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.2)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
P
N max
min N,
кзаван Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
459,3
Nmin 0,47 2 .
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6] у
функції Nmin і N .
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 56
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Nе 2 0 2 ,
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Q 2
max T Nе кзаван.ф Sном T Рmax .
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф .
Ne Sном T
474,8
кзаван.ф 0,594 .
2 400
У такому разі
2
Qmax.T = 2 0,596 400 - 426,52 213 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе:
QHK1 Qmax Q
0,4 max T ,
де Qmax – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 197,5 - 213 15,5 квар .
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 Qmax QHK1 Nе S0,4 ном Т ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 57
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
QHK2 197,515,5 0,18 2 400 69 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHK 0 69 69 квар.
сум
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК2-0,415-40 Т3 потужністю 40 квар і
напругою живлення 0,38 кВ.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати певної
частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її передачі
неминучі.
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах системи
електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної потужності і
енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, яка
передається споживачам по лініях електропередачі.
Більшість промислових споживачів електроенергії являють собою
електричні машини (трансформатори, асинхронні двигуни, обладнання для
дугового зварювання), в яких змінний магнітний потік пов'язаний з
обмотками. Внаслідок цього в обмотках при протіканні змінного струму
індукується реактивна електрорушійна сила (е.р.с.), що зумовлює зсув по
фазі між напругою і струмом. Таке навантаження, крім споживання
активної потужності, споживає (використовує) і реактивну потужність,
збільшуючи в середньому на 20 25 % повну потужність по відношенню до
активної. Параметр, що визначає споживання реактивної потужності,
називається cos .
Вибір місця приєднання конденсаторних батарей опирається на аналіз
схеми електропостачання. При цьому розглядається кілька способів
компенсації реактивної потужності: централізована, групова, індивідуальна
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 58
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
(рисунок 4.2) і комбінована – централізована в поєднанні з груповою або
індивідуальною.
Рисунок 4.2 – Способи компенсації реактивної потужності:
а – централізована на стороні високої напруги;
б – централізована на стороні низької напруги;
в – групова;
г – індивідуальна; штриховий лінією показані ділянки мережі, що розвантажені від
потоків реактивної потужності споживачів
При виборі компенсуючих пристроїв необхідно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних
електродвигунів в мережах до і вище 1000 В;
– враховувати реактивну потужність, що генерується повітряними
лініями, струмопроводами і кабельними лініями напругою вище 20 кВ, а
також кабельними лініями напругою 6 і 10 кВ значної протяжності;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 59
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних схем компенсації з
використанням: конденсаторів, синхронних (спеціальних) компенсаторів,
несиметричних систем управління сітками перетворювачів.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіка навантаження
повинно передбачатися автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частини конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання.
Число і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймається за найменшою реактивної навантаженні мережі підприємства.
Число і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
слід визначати відповідно до графіків навантажень і з урахуванням технічних
умов енергосистеми.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з підрозділом їх на секції однакової потужності. При
невеликій різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступенева регулювання.
У необхідних випадках для збільшення числа ступенів регулювання
допускається застосовувати секції КУ різної потужності.
При наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступінчасте регулювання сумарної реактивної
потужності, що виробляється всіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного включення або відключення окремих
батарей відповідно до графіка навантажень.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В повинні встановлюватися,
як правило, в цеху у розподільних пунктів, або приєднуватися до
магістральних шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на
трансформаторних підстанціях або на головної ділянці магістрального
шинопровода допускається лише в тих випадках, коли установка
конденсаторів в цеху неможлива умовами пожежної безпеки.
Установка конденсаторів напругою 6 – 10 кВ потрібно передбачати:
– на цехових підстанціях, що мають розподільний пристрій напругою 6
– 10 кВ;
– на розукрупнених ПГВ або ГПП, безпосередньо від яких
здійснюється розподіл електроенергії по цеховим підстанціям.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виняток у великих
електроприймачів з низьким коефіцієнтом потужності і з великим числом
годин роботи в році.
При підключенні конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік необхідно перевіряти вірогідність перевантаження
конденсаторів по току в резонансних або близьких до них режимах і
застосовувати необхідні заходи щодо їх усунення.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 60
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Типове навантаження промислових підприємств – індуктивного
характеру, тому компенсація реактивної потужності (РП) здійснюється за
допомогою ємності (конденсаторних батарей).
Схема включення ємності в навантажувальне коло при поперечній
компенсації наведено на рисунку 4.3.
Рисунок 4.3 – Схема включення ємності в навантажувальне коло
при поперечній компенсації
Потужність однофазного конденсатора при синусоїдальній формі
напруги, прикладеного до його затискачів, визначається за співвідношенням:
Q C U2
.
Потужність трифазного конденсатора, сполученого трикутником,
визначається по цій же формулі. У цьому випадку U – лінійна напруга, а C
– сума ємностей всіх трьох фаз конденсатора. Потужність трифазного
конденсатора, сполученого зіркою, за однакової кількості ємностей всіх
трьох фаз визначається за співвідношенням:
1
Q C U2
3 ,
де C – сума ємностей усіх трьох фаз.
На рисунку 4.4. показана однолінійна схема мережі підприємства з
можливими місцями установки пристроїв компенсації реактивної
потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 61
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 4.4 – Рекомендовані місця установки засобів компенсації
реактивної потужності у мережі підприємства
Межа балансової приналежності може перебувати в точках 1 4 . Якщо
пристрої компенсації встановлені на межі балансової належності, то втрати
активної енергії в мережі споживача не скорочуються, а пропускна здатність
мережі не збільшується. Єдиний позитивний ефект для нього – часткова
нормалізація напруги. При перенесенні місця установки компенсуючих
пристроїв від межі балансової належності ближче до споживача з'являються
ділянки мережі, розвантажені від потоків реактивної потужності. На цих
ділянках знижуються втрати активної потужності. В результаті знижується
термін окупності компенсуючих пристроїв і підвищується ефективність
використання електроенергії.
Споживачеві доцільно встановлювати пристрої, що компенсують
реактивну потужність якнайдалі від межі балансового розділу, але при цьому
потрібно враховувати, що джерела реактивної потужності на підприємстві
знаходяться на різних рівнях напруги.
При великій кількості споживачів індивідуальна компенсація може
виявитися менш ефективною, ніж групова. Індивідуальна компенсація
доцільна біля великих електроприймачів з відносно низьким коефіцієнтом
потужності і великою кількістю годин роботи на рік. Групова компенсація в
порівнянні з індивідуальною має трохи більший термін окупності, але
завдяки застосуванню установок з автоматичним регулюванням реактивної
потужності не вимагає щоденного обслуговування (ручного включення і
відключення) і є кращим варіантом компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 62
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Компенсація індуктивного опору кола ємністю призводить до
підвищення струмів КЗ у всіх елементах трансформаторної підстанції.
Причому це особливо небезпечно для самих конденсаторів КПК, оскільки
напруга на них при наскрізних струмах короткого замикання U IКЗ xС
зростає пропорційно кратності струму КЗ IКЗ / Іном .
Для захисту конденсаторів шляхом їх шунтування при наскрізних
струмах КЗ можуть застосовуватися, наприклад, іскрові розрядники [1], що
спікаються (рисунок 4.5), які після спрацювання тимчасово виводяться з
роботи за допомогою роз'єднувачів QS1, QS2 , QS3 для відновлення
розрядних властивостей.
Рисунок 4.5 – Схема установки поздовжньої ємнісний компенсації
Якщо навантаження споживача має ємнісний характер, то для
компенсації надлишкової ємнісної складової струму (для наближення
коефіцієнта потужності до одиниці) застосовується індуктивність, що
включається паралельно навантаженню. Такі випадки мають місце при
наявності на підприємствах протяжних кабельних ліній високої напруги в
періоди зниженої навантаження мережі, а також при збереженні в роботі всієї
потужності конденсаторів в години мінімуму навантаження підприємств.
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі
техніко-економічних розрахунків, виконаних комплексно на базі єдиного
перспективного плану розвитку даного району з урахуванням балансу
реактивної потужності, виходячи із допустимих меж коливань напруги та
спотворення форм кривої напруги і струму, встановлених ГОСТ 13109 та
ДСТУ EN 50160.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 63
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі
і трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності
в вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і після аварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 64
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У
разі невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної
потужності, яка генерується усіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей у
відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з
найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило,
в цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП
або на головній дільниці магістрального шино проводу допускають лише в
тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами
пожежної безпеки.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення електроприймачів у
цеху, практично рівномірної густині навантаження, відсутності РП високої
напруги, приймаємо схеми компенсації з розташуванням засобів компенсації
(конденсаторних батарей) на шинах цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір кількості
та потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких
виконується розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами
вищих гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження
конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і
застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 65
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проектується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 345квар.
Qвк 0,92 3493,1 611,3 3451470 2700 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві
конденсаторні установки марки УКЛ(П)56–10,5–1350 УЗ, модернізовані.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 66
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 67
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних витрат
провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 68
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП,
категорії надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої
наведено на рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення
електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 69
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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
2 2
S Л = Р + Q ,
i max 10 і max 10 і
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р Q Sном Т Рmax 10 Qmax 10 S
ТП роз 0,4 роз 0,4 , , , Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 3 4 5 6 7 8
ТП–1 (2 трансф.) 665 374 630 677,6 437 806,3
ТП–2 (2 трансф.) 433 243,4 400 441 283,4 524,2
ТП–3 (2 трансф.) 851 507,3 630 863,6 570,3 1034,9
ТП–4 (2 трансф.) 459,3 196,9 400 467,3 236,9 524
ТП–5 (2 трансф.) 334 198,2 400 342 238,2 416,8
ТП–6 (2 трансф.) 987 594,6 1000 1007 694,6 1223,3
ТП–7 (2 трансф.) 879 517 1000 899 617 1090,3
ТП–8 (2 трансф.) 851 609,6 1000 871 709,6 1123,5
ТП–9 (2 трансф.) 366 252,1 400 374 292,1 474,5
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 70
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
SЛ
I і
роз, Л = .
і 3 Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
524
Iроз Л (ГПП - ТП 4 ) 30,3 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
Iроз, Лі 30,3
F 2
ек = 21,6 мм .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 25 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель марки АПвВнг, що має переріз 25 мм2,
Іном.каб=113 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
30,3113 1,05 0,9 106 А .
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 71
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 1,25 .
Для нашого випадку
2 30,3113 1,05 0,9 1,25 133 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cos та sin знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
467,3 236,9
cosφ = 0,89, sinφ = 0,45 .
524 524
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU 3 30,3 0,05 (1,54 0,89 0,072 0,545) 3,69 В
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU = 3,69 0,05 Uном 52 В .
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
Марка кабелю
кабелю 2
м кВА А мм2 А F , мм
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП–ТП1 180 806,3 46,6 33,3 136 35 АПвВнг(3×35)
ГПП–ТП2 120 524,2 30,3 21,6 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП–ТП3 110 1034,9 59,8 42,7 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП–ТП4 50 524 30,3 21,6 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП–ТП5 200 416,8 24,1 17,2 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП–ТП6 90 1223,3 70,7 50,5 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП–ТП7 170 1090,3 63,0 45,0 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП–ТП8 80 1123,5 64,9 46,4 166 50 АПвВнг(3×50)
ГПП–ТП9 210 474,5 27,4 19,6 113 25 АПвВнг(3×25)
ГПП–БСК 10 10 1350 78 55,7 166 50 АПвВнг(3×50)
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 72
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[1]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проектування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проектування заземлювальних пристроїв;
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого
– в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у
такій же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 73
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ,
значення якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку.
Тому можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і
перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід
від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й
фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:
E = Ei n1 n2 nm ; (6.1)
U = Ui n1 n2 nm ; (6.2)
I
I = i ( 6.3)
n1 n2 nm
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 74
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
z = zi n1 n2 nm .2 , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу
обмотки, зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри
якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то
їхні зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях
виміру встановлюють за виразами:
E = E *(ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
U = U* (ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I = I ном
* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2 nm
U2
z = z ном
* (ном) i n1 n2 n 2m ; (6.8)
Sном
U 2
z = z ном
* ном і n1 n2 nm . (6.9)
3 I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 75
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2400 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 70 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 76
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U 115
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = .
Uном Н 11
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
S
Iб б ,
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Хс
б ,
Sк.з.
100
Хс 0,42 .
2400
– повітряної лінії 110, кВ
S
Rпл r0л l б
л ,
U2
б1
100
Rпл 0,38 70 0,2,
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 77
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
S
Xпл x0л lл
б ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 70 0,032.
1152
– трансформатора ГПП
Uкз S
Хтр б ,
100 Sн.тр
10,5 100
Хтр 1,6,
100 6,3
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й
апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для
заданого моменту часу тощо.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої
точки КЗ і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,34 кА ;
0,0732 0,2012
Хсум(К1) Хс Хпл,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 78
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Хсум(К1) 0,042 0,031 0,073;
Rсум(К1) Rпл,
Rсум(К1) 0,2 .
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 ,
0,201
3,14( )
к уд(К1) 1 2,718 0,073 1,12.
і уд(К1) 2 2,34 1,12 3,66 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,14 кА
1,742 0,2012
Хсум(К2) Хс Хпл Хтр ,
Хсум(К2) 0,042 0,0311,66 1,74 ;
Rсум(К2) Rпл,
R сум(К2) 0,2 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за
виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,14 1,01 4,42 кА.
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к уд(К2) 1 е сум(К2) ,
0,201
3,14( )
к 1,74
уд(К2) 1 2,718 1,01.
В точці К3
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 79
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,19 кА,
1,8022 1,7412
Хсум(К3) Хс Хпл Хтр Хл1 ,
Хсум(К3) 0,042 0,0311,66 0,062 1,802 ;
Rсум(К3) Rпл R л1 ,
R сум(К3) 0,2011,54 1,741.
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за
виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 2,19 1,04 3,2 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
1,741
3,14( )
к 1 2,718 1,802
уд(К3) 1,04.
В точці К4
І
Ікз(К4)
б2
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,48 кА,
1,8012 1,3012
Хсум(К4) Хс Хпл Хтр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,042 0,0311,66 0,0611,801;
Rсум(К4) Rпл Rл2 ,
R сум(К4) 0,2011,11,301.
Ударний струм короткого замикання в точці (К4) визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
і уд(К4) 2 2,48 1,03 3,54 кА,
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 80
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1,301
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,801 1,03.
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,69 кА,
1,82 0,972
Хсум(К5) Хс Хпл Хтр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,042 0,0311,66 0,06 1,8 ;
Rсум(К5) Rпл R л3 ,
R сум(К5) 0,201 0,769 0,97 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за
виразом:
іуд(К5) 2 Ікз(К5) куд(К5) ,
і уд(К5) 2 2,69 1,02 3,85 кА.
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К5)
уд(К5) ,
0,97
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,8 1,02.
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка КЗ Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,073 0,201 0,21 2,34 3,66
К2 1,74 0,201 1,75 3,14 4,42
К3 1,802 1,741 2,51 2,19 3,2
К4 1,801 1,301 2,22 2,48 3,57
К5 1,8 0,97 2,04 2,69 3,85
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 81
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих
схем приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок
ведемо у відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо
через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина
якого залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл,
де n - коефіцієнтn в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,032 0,11.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3– Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4– 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 1.9) мають ті ж значення, як і прямої
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 82
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм КЗ.
S1 k S3
к к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин
районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 2400 3600 .
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
1 3600
Ikc 18,9 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
(1) с1 х с2 ,
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
3 1 5,5
х со 0,042 0,042 0,78
18,9
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 83
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Визначаємо результативний опір схеми нульової послідовності для
однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
х х
х со ло
о ,
хтр1о хтр2о
(0,78 0,11) (1,661,66)
х0 0,7 .
(0,78 0,11) (1,66 1,66)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
ІkA1
б
х рез1 х рез2 х о .
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,05 0,0103 0,06 ,
(1) 3 15,5
ІkА1 19,3 кА.
0,06 0,06 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 84
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв.
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше
1000 м над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ
категорії розміщення I по ДСТУ 15150 і ДСТУ 15543.1 і в атмосфері типу II
по ДСТУ 15150 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II по ДСТУ
9920 і в IV кліматичному районі по вітрі і ожеледі згідно з «Правилами
улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ВАТ «Укрелектроапарат».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 85
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [1,3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості,
запиленості та іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні
апарати РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по
максимальному струму і номінальній напрузі і перевіряються на
електродинамічну і термічну стійкість до струмів КЗ. Результати вибору
зводяться в таблицю 7.1.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [19], а графа 3 містить умови вибору
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 86
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 18 А І ном = 2500 А Іроз Іном
іy = 6,88 кА I mах дин = 102 кА іу Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
2
6 2 I2 t 4800 106 В2 ВК ІТ tT
0,254 10 В с T T с
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз= 18 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,793 кА I mах дин = 80 кА іy Imах дин
В 2
К ІП tК = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
В І2
2 6 2 К Т tT
0,254 106 В2 с IT tT 4800 10 В с
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 87
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу ВВЭ–10–20/1000 У3 з вбудованим
електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І ВН ГПП 7226,4 10
роз 397,9 А .
3 Uном 3 10 103
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз= 397,9 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 52 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
2
2 6 2 ВК ІТ tT
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В с
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
SВН ГПП 7226,4 103
І роз, с е к ц. 198,9 А. .
2 3 U 3
н (2 3 10) 10
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЭ–10–20/630 У3 з вбудованим електромагнітним
приводом [19].
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 88
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз секц = 191 А І ном = 630 А Іроз секц Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 80 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
К П К
2 6 2 ВК І2
Т tT
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В с
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі
Uвст Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 89
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз= 397 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин 2 І ном к
іy = 6,927 кА 30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
ВК І2
П tК = (2,721103)2 0,12 IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
6 2 I2 t 3969 106 В2
0,888 10 В с T T с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣS
r = прил.
прил. ,
I 2
2Н
де Sприл 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк опір контактів rк 0,1 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 90
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
14
rприл.= =0,28
52 Ом.
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I2 (r + r )
r пров = 2Н прил к ;
I2
2Н
15 - 25 (0,28 + 0,1)
r пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
l
F p. ρ
пров.= ;
rпров.
25 0,02
F 2
пров. = = 2,27 мм .
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 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення
Uвст Uном ;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 91
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2 S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вт
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
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф (ВА), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
I tпр
Fmin = ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 92
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість
Котушок,
шт.
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
У такому разі
I tпр 3850 0,135
Fmin = = 16,6 мм .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 25 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 93
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 94
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше
розповсюдженні змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 95
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним
розміщенням світильників під стелею освітлюваного приміщення.
Освітлення з рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо в
виробничих приміщеннях технологічне устаткування розміщене рівномірно
по всій площі з однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити
рівномірне освітлення. Якщо в приміщеннях є робочі поверхні, що
вимагають різних умов освітлення, то для створення на них необхідної
освітленості світильники розміщують локалізовано, залежно від розміщення
робочих поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10 % від нормованої для комбінованого освітлення. Використання в
приміщеннях тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм,
тривале порушення технологічного процесу, а також порушення роботи
відповідних об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости,
електрощитові і т. ін.). Це освітлення називають аварійним освітленням для
продовження роботи, воно має створювати на робочих місцях 5 %
нормованого робочого освітлення при системі загального освітлення, але не
менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якогоABH 42847,8м,
освітлення виконано лампами типа ДРЛ с світильниках РСП05/ГОЗ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,8 м; hc = 1,2 м .
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 96
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
к Е S z
Ф 3 min , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 97
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h .
h = H - hр - hс = 7,8 - 0,8 - 1,2 5,8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
Lв = λ h = 15,8 5,8 м .
При Lв = 5,8 м в ряду можна розмістити 6 світильників, тоді
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N ,
L2
в
42 84
N 104 шт.
5,82
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
42 84
і = 4,83.
5,8 (42 84)
Для приміщення з індексом і = 4,83 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 98
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
світильників КВ 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
1,6 200 3528 1,15
Фсв = 18632,3лм.
104 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ЛСП04 з чотирма лампами типу ЛТБ-65, Рл=0,065 кВт, що
має світловий потік Фл=4550 лм. Загальний світловий потік від світильника
буде становити Фсв=18600 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр
18600 18454
Δ(%) 100% 0,79% .
18454
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос PЛТБ65 N
Рос 0,26 104 27,1 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc Pmax оc tg0
Qmax оc 27,10,2 5,41квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю
забезпечення нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та
пожежної безпеки.
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 99
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
вище 380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В
змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента, використовується
напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або
кабелем з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше
ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до
220 В для світильників спеціальної конструкції: тих, що являються
складовою частиною аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного
джерела живлення; тих, що встановлюються у приміщеннях з підвищеною
небезпекою (але не особливо небезпечних).
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
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 100
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах
– не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати [7]:
– необхідний рівень надійності живлення;
– регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела
живлення;
– простоту і зручність експлуатації;
– економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується
для силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220
або 220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами
безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів
на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком ліній, що
живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і
газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм
захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової
мережі не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид
лінії використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз,
знизити коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 101
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву
(АВР) по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок
від іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 102
Змн. Арк. № 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 виразом
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення
в живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 103
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос 0,95 1,12 104 0,26 28,8кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N = 104 розподілена на 4 групові
щитки робочого освітлення рівномірно. Світильники кожного групового
щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі
за припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому
кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і
роду прокладки відповідає допустимий нормований струм ( Ідоп , А). У такий
спосіб у практичних розрахунках користаються готовими таблицями
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 104
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і
нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25С та 15С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 3
I роз 10
pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P 3 3
I роз 10 Pроз 10
pоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95 ; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ; без
конденсаторів – cos 0,57 .
Враховуючі, що кількість світильників, що підключається на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук,
приймаємо симетричне розподілення ламп : ЩО1 – 20 штук, ЩО2 – 20 штук.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 105
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраної схемі визначається за
співвідношенням:
1 P
I роз ос
pоз .
2 3 Uф cos
1 28,8 103
Ipоз 24,24А.
2 3 220 0,9
Обмеження на групові щитки, що використовуються за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконуються.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз 24,24 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АПвВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 67 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на
робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ EN 50160:2014 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних
будинків, а також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна
бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення
житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В допускаються
втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів джерел живлення.
Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою
88 % Uном .
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 106
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
M
U , (8.3)
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга провідників
мережі, Система мережі і роду струму
В алюмініє
мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 107
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 28,8 18 129,6 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
P
де P роз ос
2 ,
4
28,8
P2 7,2 кВт.
4
L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,
P
P роз ос
2 ;
40
28,8
P2 0,72 кВт.
40
Таким чином
М2 7,2 46 0,605(46 12,5) 366,6 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 108
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
129,6
U1 0,47%.
46 6
Для другої ділянки:
366,6
U2 1,32 % .
46 6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників,
їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів
короткого замикання[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та
обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 109
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Ipоз КП , (8.4)
і і
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
і
споживачі.
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів
кабелів, проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 110
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від
ненормальних режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень
мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов'язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 В, а саме: акцентувати на те, які
вимоги та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а
й післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 111
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
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 різкіх
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
Ipоз = роз ,
3 Uном cosφ
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 112
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз Ку. п Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л Іmах = 1,25 Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
P
I ном
pоз (однофаз) = , (8.7)
Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Рн Iр, Imax., I
Назва споживача н.доп.л
Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6
Машина виготовлення котушок 0,8 1,6 2,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Кондиціонер 2,5 4,3 5,4 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 18,0 31,8 39,8 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Ливарний автомат виготовлення
78,0 129 161,2 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
дротів
Компресорна установка 7,5 14,6 18,3 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос водяний 3,3 5,8 7,3 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Автомат лакування дротів 36,5 61,7 77,1 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Прес-автомат капронових
6,2 11,4 14,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
дифузорів
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 113
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл..8.3
1 2 3 4 5 6
Прес-автомат паперових
4,4 8,4 10,5 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
дифузорів
Прес-автомат титанових дифузорів 11,0 19,2 24,0 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
Прес-автомат гумового лиття 24,0 40,6 50,7 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Щиток освітлення 27 45,7 57 67 АПвВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 40 квар 60,8 76 87 АПвВГ(3×16)+(1×10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4).
Для нашого випадку КП 0,7
і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування І ,А І
РП роз, РП max ,А Ітр. доп ,А Марка
1 2 3 4 5
РП1 38,8 48,4 50 АПвВГ(3×6)+(1×4)
РП2 89 111,3 113 АПвВГ(3×25)+(1×16)
РП3 15,4 19,2 42 АПвВГ(3×4)+(1×2,5)
РП4 131 163,6 166 АПвВГ(3×50)+(1×25)
РП5 88,9 111,1 113 АПвВГ(3×25)+(1×16)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від +5 до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього
освітлення 5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 114
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
моменту асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної
напруги і його зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах
освітлення зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового
потоку
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ
НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП
до споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.8)
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН
до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 115
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні
відхилення тем більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха (прес гідравлічний) , для якого Іроз 166,4 А,
переріз кабелю лінії Л2 F 120 мм2 , питомий активний та індуктивний
опір, розрахований згідно [19] відповідно r0 0,28 Ом/км,
х0 0,26 Ом/км, LКЛ 2 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 166,4 0,04 (0,28 0,95 0,26 0,31) = 4,22 В .
Тобто
4,22
ΔUЛ2(%) = 100% 1,11% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔUТ = М (UА cosφ + UР sinφ) ,
Sном Т
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
UР U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.
100 5,5
UА 1,37 В ,
400
UР- реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 116
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Up 4,52 1,372 4,28 В.
474,8
ΔUТ (1,37 0,86 4,28 0,49) 4,13 %.
400
U2 150,3 (4,1350,3) 56,3 5% Uн 525 В
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій
напрузі і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу
точності, умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі
короткого замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів,
комутаційної спроможності.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних
вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок
8.8), що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту
різних установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 117
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 118
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму
і спосіб підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються
укомплектованими і готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного
виконання здійснюється за допомогою анкерів.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ
26522–85. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для
вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 119
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний
момент часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних
машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги
мережі, на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 120
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна
вважати незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що
електроустановки напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на
5 % вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U 1,05 Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
1,05 U
I ном
КЗ ,
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 121
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z 2 2
r X ,
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [24] та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні
контакти апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого
замикання, приведені на рисунок 8.9.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за
виразом
ΔР 3
r к.з 10
тр ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність КЗ трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 122
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
Ін.тр 103 ,
3 U н
400
І 3
н.тр 10 608,4 А.
3 380
Рисунок 8.9- Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Повний опір дорівнює
U U 2 3
z к.з. н 10
тр ,
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр ,
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 123
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
х тр 0,01622 0,0052 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) ri x
i ,
i1 i1
Z 2 2
(К1) rтр rав rтс rш rпр хтр хав х тс хш ,
2
0,0005 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z
(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
Величину струму КЗ, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки КЗ.
(3) 399
Ік.з.(К1) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму КЗ, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z(К2) r(К1) r r r r r 2 2
ш ав л ав пр х (К1) хш хав хл хав ,
2
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z(К2) 0,0148
2
0,0155 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 10 3
rл л ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 124
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х0 ,
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму КЗ, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U 0
к.з.(К2) ,
3 Z (К2)
(3) 399
Ік.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматами, шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий
нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі
низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір
комплектного обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у
даному разі відпадає необхідність у розрахунку однофазного КЗ для
подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 125
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання
до живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та вимірювання,
вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три-
і чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог:
селективності відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації
тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися
технічною документацією на конкретні апарати. При виборі уставок струму
автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в характеристиках і
погрішності у роботі розчиплювачів.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 126
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Iном.розч Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Iном.розч (1,11,3) Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е (1,251,35) iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1,
3]
ІН В. А. Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. 1,1 Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. 1,25 ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно ДСТУ 14254–96 зі ступенем захисту не
нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], що виконані в стандарті
DIN, струм електромагнітного розчиплювача в залежності від
характеристики (С, В чи D) виконується співвідношення:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 127
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо
в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1.І І , І
Найменування обладнання р роз Тип апарату н НА.В. , ІНТ.Р. ,
А А А А А
1 2 3 4 5 6 7
Машина виготовлення котушок 1,6 1,8 5SL6 306-6 63 2 500
Кондиціонер 4,3 4,7 5SL6 306-6 63 6 500
Вентилятор витяжний 31,8 35,0 5SL6 340-6 63 40 500
Ливарний автомат виготовлення
129 141,9 VL160X/3VL1 160 160 1600
дротів
Компресорна установка 14,6 16,1 5SL6 320-6 63 20 500
Насос водяний 5,8 6,4 5SL6 310-6 63 10 500
Автомат лакування дротів 61,7 67,9 VL160X/3VL1 160 80 1600
Прес-автомат капронових
11,4 12,5 5SL6 313-6 63 13 500
дифузорів
Прес-автомат паперових дифузорів 8,4 9,2 5SL6 310-6 63 10 500
Прес-автомат титанових дифузорів 19,2 21,1 5SL6 325-6 63 25 500
Прес-автомат гумового лиття 40,6 44,7 5SL6 350-6 63 50 500
Щиток освітлення 45,7 50,3 5SL6 363-6 63 63 500
Розподільчий пункт РП-1 38,8 42,7 5SL6 350-6 63 50 500
Розподільчий пункт РП-2 89 97,9 VL160X/3VL1 160 100 1600
Розподільчий пункт РП-3 15,4 16,9 5SL6 320-6 63 20 500
Розподільчий пункт РП-4 131 144,1 VL160X/3VL1 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-5 88,9 97,8 VL160X/3VL1 160 100 1600
Конденсаторна установка 60,8 66,9 VL160X/3VL1 160 80 1600
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчиплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 128
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу перевіримо лінію (кондиціонер) , для якої Іроз 4,3А ,
Ідоп 4,7А, Ізах = 6 А.
16 А 14,7 А .
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN 50160:2014.
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 129
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у
зміні відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 130
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині дипломної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги.
Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «УкрЕЛКОМ ЛТД».
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 131
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Склад підстанції 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 132
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 133
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на
рисунку 8.14.
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
400/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого
проектується система
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 134
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 135
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Монтаж заземлюючих пристроїв
Електричний струм при проходженні через тіло людини може
викликати важкі травми, а в деяких випадках — смерть.
Установлено, що для людини струм 15–25 мА є небезпечним, а більше
50 мА при тривалому його проходженні через тіло людини може викликати
смерть. Поразка людини електричним струмом можливо при зіткненні його з
тими частинами електроустановок, які нормально не перебувають під
напругою, але можуть виявитися під напругою при ушкодженні ізоляції
однієї фази. У цих випадках, щоб захистити обслуговуючий персонал від
потенціалів небезпечної величини, виконують захисні заземлення, тобто всі
частини установки, що нормально не перебувають під напругою, але здатні
виявитися під напругою при ушкодженні ізоляції фази, з’єднують
провідниками із землею.
Заземлювач являє собою металевий провідник або групу провідників,
що перебувають у безпосереднім зіткненні із землею. Металеві провідники,
що з’єднують заземлюються части, що, установки з заземлювачем,
називаються заземлюючими провідниками. Сукупність заземлювачів і
заземлюючих провідників називають заземлюючим пристроєм, а навмисне
електричне з’єднання частини електроустановки із заземлюючим пристроєм
— заземленням.
Заземлюють наступні металеві частини електроустановок:
– корпуса електричних машин, трансформаторів, апаратів,
світильників і т. п.;
– приводи електричних апаратів;
– вторинні обмотки вимірювальних трансформаторів;
– каркаси розподільних щитів, щитів керування, щитів і шаф;
– конструкції розподільних пристроїв, кабельні конструкції, корпуси
кабельних муфт, оболонки й броні силових і контрольних кабелів і проводів,
сталеві труби електропроводки й т. п.
На повітряних лініях напругою 6–1,0 кВ заземлюють залізобетонні й
металеві опори, розташовані в населених місцевостях, а також каркаси й
корпуси електроустаткування (роз’єднувачів, запобіжників, розрядників),
установленого на дерев’яних, залізобетонних або металевих опорах.
Не заземлюють:
– устаткування, установлене на заземлених металевих конструкціях (на
опорних поверхнях повинні бути зачищені й незафарбовані місця для
забезпечення електричного контакту) ;
– корпуса електровимірювальних приладів, реле, установлених на
щитах, у шафах, а також на стінах камер розподільних пристроїв;
– знімні або частини, що відкриваються, огороджень, шаф і камер
розподільних пристроїв, установлених на металевих заземлених каркасах.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 136
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Для заземлення електроустановок різних напруг використовують
загальний заземлюючий пристрій.
Заземлювачі можуть бути природні й штучні. Природними
заземлювачами є: металеві конструкції будинків і споруджень, з’єднані із
землею, прокладені в землі металеві трубопроводи (за винятком
трубопроводів горючих рідин і горючих газів); свинцеві оболонки кабелів,
прокладених у землі, якщо їх не менш двох.
У тому випадку, коли опір заземлюючого пристрою при використанні
природних заземлювачів буде задовольняти вимогам ПУЕ, улаштовувати
додаткове штучне заземлення не потрібно.
У якості штучних заземлювачів застосовують вертикально забиті
сталеві труби з товщиною стінок не менш 3,5 мм, кутову сталь, сталеві
стрижні діаметром не менш 6 мм, горизонтально прокладені сталеві смуги
товщиною не менш 4 мм і загальним перетином не менш 48 мм2 і т. п. Опір
заземлення заземлювача визначається в основному питомим опором ґрунту,
розміром і формою заземлювача, глибиною закладення його в ґрунті.
Внутрішню мережу заземлення в приміщеннях РУ виконують у
вигляді магістралі заземлення й відгалужень від них до окремих корпусів
апаратів.
Послідовне приєднання заземлюючих корпусів електроустаткуванні до
магістралі заземлення не допускається. Магістральну заземлювальну шину
з’єднують із заземлювачем не менш чим двома відгалуженнями, що
приєднуються до заземлювача в різних місцях.
Магістральну заземлювальну шину й відгалуження заземлюють
частинами, що, прокладають відкрито. Відкрито прокладені заземлюючі
провідники офарблюють у чорний колір. При фарбуванні їх в інший колір у
місцях приєднань і відгалужень необхідно прочертити дві смуги чорного
кольору на відстані 150 мм друг від друга.
Переріз заземлюючих провідників вибирають із розрахунку, щоб при
протіканні струмів однофазних замикань на землю температура
заземлюючих провідників в установках вище 1000 У с більшими струмами
замикання на землю не перевищувала 400°С, в установках до й вище 1000 В с
малими струмами перетин заземлюючих провідників вибирають не менш 1/3
перетину фазних провідників.
В електроустановках напругою до 1000 В застосовують як
заземлюючих провідників мідні й алюмінієві провідники.
Заземлюючі провідники з’єднують один з одним зварюванням, а
приєднання до корпусів апаратів, машин — зварюванням або болтами.
Пайкою приєднують заземлюючі провідники до металевих оболонок кабелів
і проводів.
Проходи заземлюючих провідників крізь стіни й перекриття виконують
у трубах, сталевих обоймах або відкритих прорізах.
Монтаж заземлюючих пристроїв
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 137
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Монтаж зовнішнього контуру заземлення роблять по робочих
кресленнях проекту електроустановки, що враховує питомий опір ґрунту в
місці монтажу й максимально припустимий опір заземлюючого пристрою в
електроустановці.
По трасі, зазначеної в проекті, риють траншеї глибиною 0,7 м, на дні
якої розмічають місця занурення електродів з таким розрахунком, щоб
відстані між ними були приблизно однаковими (звичайно не менш 2,5 м), а
їхня кількість відповідала зазначеному в проекті.
Метод занурення електродів залежить від їхньої форми. Круглі сталеві
стрижні діаметром 12…16 мм уворачувають у ґрунт за допомогою різних
пристосувань. Пристосування ПВЭ (рисунок 9.1, а) складається з
електричного дриля 1, що передає обертовий рух через редуктор 2 і
затискний пристрій 3 на стрижень. На нижній кінець стрижня звичайно
наварюють невелику металеву смужку, що утворить гвинтову лінію. Завдяки
цьому елементарному шнеку, а також зусиллю, що робітник прикладає до
ручок дриля, стрижень при обертанні досить швидко поринає в землю. При
відсутності джерела електроенергії для укручування стрижнів застосовують
пристосування ПЗД–12 із двигуном внутрішнього згоряння невеликої
потужності (рисунок 9.1, б).
Куточки занурюють у ґрунт вібромолотом ВМ–2 (рисунок 9.1, в), що
представляє собою електродвигун 1, на вал якого насаджені масивні чавунні
диски. Завдяки тому, що диски закріплені на обох вихідних кінцях вала
ексцентрично, при обертанні ротора виникає сильна вібрація, що через
пружинні підвіски 2 передається на підставу 3. Для занурення електрода,
підстава вібромолота закріплюють на верхньому кінці електрода й вмикають
двигун.
Після занурення вертикальних заземлителей їх з’єднують між собою
горизонтальними заземлителями (сталевою смугою перетином не менш
48 мм 2 і товщиною не менш 4 мм або сталевим прутом діаметром не менш
10 мм) способом електричного, газового або термітного зварювання. Частини
заземлителя з’єднують зварюванням внахлестку. Довжина нахлестки
повинна бути дорівнює ширині провідника (при прямокутному перетині) або
шести діаметрам (при круглому перетині), а довжина звареного шва повинна
бути відповідно не менш подвійної ширини або шести діаметрів. Якщо на
місці провадження робіт відсутня електроенергія, окремі елементи контуру
заземлення з’єднують між собою термітним зварюванням.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 138
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.1 — Інструмент і пристосування для занурення електродів:
а — пристосування ПВЭ, б — пристосування ПЗД–12, в — вібромолот ВМ–2
Для монтажу контуру зовнішнього заземлення з використанням
природних заземлювачів, заземлюючі провідники приварюють до
трубопроводів (рисунок 9.2). Всі зварені з’єднання, розташовані в землі, для
захисту від корозії необхідно покривати щільним шаром бітумного лаку.
Самі заземлювачі й з’єднуючі їхні провідники офарблювати не слід, тому що
шар фарби погіршує контакт контуру із землею.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 139
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.2 — З’єднання заземлюючого провідника до трубопроводу
а — смуги, б — круглого провідника
У випадках, коли зварене з’єднання за якимись причинами утруднено,
для приєднання заземлюючих провідників до трубопроводів використовують
гвинтові хомути (смуги шириною не менш 40 мм і товщиною 4 мм). При
установці хомутів контактну поверхню трубопроводу зачищають до
металевого блиску, а поверхня хомута обслуговують приспіваємо ПОС–40.
Приєднання заземлюючого провідника до хомута повинне
виконуватися зварюванням.
Перед засипанням траншів, у яких змонтований зовнішній контур
заземлення, до нього приварюють сталеві смуги або круглі стрижні й уводять
їх усередину будинку, де перебуває встаткування, підмет заземленню. Таких
уведень, що з’єднують заземлювачі із внутрішньою заземлюючою мережею,
повинне бути не менш двох і виконуються вони сталевими провідниками тих
же розмірів і перетинів, що й для з’єднання заземлювачів між собою. Як
правило, уведення заземлюючих провідників у будинок прокладають у
неспаленних неметалічних трубах, що виступають по обох сторони стіни
приблизно на 10 мм.
У цеху промислового підприємства, у будинку трансформаторної
підстанції електроустаткування, підмет заземленню, розташовується
всіляким образом, і для приєднання його до системи заземлення в
приміщенні повинні бути прокладені заземлюючі й нульові захисні
провідники. У якості останніх використовують нульові робочі провідники
(крім вибухонебезпечних установок), а також: металеві конструкції будинків
(колони, ферми й т. п.); провідники, спеціально призначені для цієї мети;
металеві конструкції виробничого призначення (каркаси розподільних
пристроїв, підкранові колії, шахти ліфтів, обрамлення каналів і т. п.); сталеві
труби електропроводок; алюмінієві оболонки кабелів; металеві кожухи
шинопроводів, короби й лотки; металеві стаціонарно прокладені
трубопроводи будь-якого призначення (крім трубопроводів, горючих і
вибухонебезпечних речовин і сумішей, каналізації й центрального опалення).
Забороняється використовувати для зазначеної мети металеві оболонки
трубчастих проводів, несучі троси, металорукава, броню й свинцеві оболонки
кабелів, хоча самі по собі вони повинні заземлюватися або зануляться й мати
надійні з’єднання на всьому протязі.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 140
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Якщо природні магістралі заземлення використовувати не можна, те в
якості заземлюючих або нульових захисних провідників використовують
сталеві провідники, мінімальні розміри яких наведені в таблиці 2.
Заземлюючі провідники в приміщеннях повинні бути доступні для огляду,
тому вони (за винятком сталевих труб схованої електропроводки, оболонок
кабелів і т. п.) прокладаються відкрито.
Прохід через стіни виконують у відкритих прорізах, неспаленних
неметалічних трубах, а через перекриття — у відрізках таких же труб, що
виступають над підлогою на 30…50 мм. Заземлюючі провідники проходять
крізь них вільно, за винятком вибухонебезпечних установок, де отвору труб і
прорізів зашпаровують легко неспаленним матеріалом, що пробивається.
Перед прокладкою сталеві шини виправляють, очищають і
офарблюють із усіх боків. Місця з’єднання після зварювання стиків
офарблюють асфальтовим лаком, олійними фарбами. У сухих приміщеннях
можна скористатися нітроемалями, а в приміщеннях із сирими і їдкими
парами потрібно застосовувати фарби, стійкі до хімічно активного
середовища.
У приміщеннях і зовнішніх установках з неагресивним середовищем у
місцях, доступних для огляду й ремонту, допускається виконувати болтові
з’єднання заземлюючих і нульових захисних провідників за умови, що
будуть вжиті заходи проти ослаблення й корозії контактних з’єднань.
Відкрито прокладені заземлюючі й нульові захисні провідники повинні
мати відмітне фарбування: по зеленому тлу смужки жовтого кольору
шириною 15 мм на відстані 150 мм друг від друга. Заземлюючі провідники
прокладають горизонтально або вертикально; під кутом їх можна прокладати
тільки паралельно похилим конструкціям будинку.
Провідники прямокутного перетину кріплять площиною до цегельної
або бетонної стіни (рисунок 9.3) за допомогою будівельно-монтажного
пістолета або піротехнічного оправлення. До дерев’яних стін заземлюючі
провідники прикріплюють шурупами. Опори для кріплення заземлюючих
провідників установлюють із дотриманням наступних відстаней: між
опорами на прямих ділянках – 600…1000 мм, від вершин кутів на поворотах–
100 мм, від рівня підлоги приміщення – 400…600 мм.
Рисунок 9.3 — Кріплення заземлюючих провідників дюбелями:
а — безпосередньо до стіни, б — з підкладкою
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 141
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
У сирих, особливо сирих і приміщеннях з їдкими парами кріплення
заземлюючих провідників безпосередньо до стін не дозволяється, їх
приварюють до опор, закріпленим дюбелями (рисунок 9.4) або умурованим у
стіну.
Рисунок 9.4 — Кріплення провідників заземлення до стіни:
а — плоских, б — круглих
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 142
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проектування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його
вузлів в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і
розподільної мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю,
конструктивним виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття
найбільш раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь
декількох рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується
вартісна оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі
зміни якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в
результаті чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може
викликати зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження
показників якості електричної енергії пов’язано з додатковими втратами
потужності і енергії, що повинно враховуватися при техніко-економічних
розрахунках.
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток
під час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко–економічні розрахунки необхідні на етапах проектування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції
об’єктів, суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання
електропередачі та устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проектів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та
підприємства у цілому;
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 143
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму
роботи трансформаторів як цехової, так і головної
понижуючої підстанцій підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної
потужності і місця розташування компенсуючих установок;
- електричних апаратів, ізоляторів і струмоведучих частин;
- перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від технічних та
економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних
установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах,
що характеризують кожен варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред’являються до систем електропостачання.
При проектуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність
експлуатації, тривалість спорудження, об’єм поточних і капітальних
ремонтів, рівень автоматизації і т. інш.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко–економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Додаткові втрати в системах електропостачання при зниженні
якості електричної енергії».
Вихідні дані. Від шин 10 кВ підприємства живляться високовольтні
асинхронні двигуни загальною потужністю 2000 кВт, низьковольтні – 5000
кВт, синхронні двигуни – 2500 кВт, трансформатори цехові 10/0,4 кВ –
загальною потужністю 17500 кВА, пічні трансформатори 11000 кВА,
конденсатори силові – 5500 квар; на ГПП встановлено два трансформатори
110/10 кВ потужністю 25 МВА кожен (рисунок 10.1).
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 144
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт несиметрії на шинах 10 кВ при роботі несиметричних
навантажень – 6 %, гармонічні складові напруги: U3 8 %, U5 3,5 %,
U7 4 %, U11 3 %.
Визначити додаткові втрати активної потужності в елементах системи
електропостачання.
Розв’язок.
У разі зниження рівня якості електричної енергії відбувається збільшення
активного опору струмам вищих гармонік і зростання втрат, а також поява
додаткових втрат при виникненні струмів зворотної послідовності.
Для асинхронних двигунів додаткові втрати активної потужності
визначають виразом
U 2
Pа.д кад 2,41 2
U 2
Pном , (10.1)
2
де U – коефіцієнт несиметрії напруг, що дорівнює відношенню напруги
зворотної послідовності до номінальної;
– номер вищої гармоніки;
U – відношення напруги –ї гармоніки до номінальної;
Pном – номінальна активна потужність двигуна;
кад – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і несинусоїдній
напрузі.
Значення коефіцієнта кад визначається залежно від потужності
двигуна: до 5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0; більше 100
кВт – від 1,0 до 0,4.
Для кожного діапазону визначають сумарну потужність двигунів і
середнє значення кад , а потім кад для сумарної номінальної потужності всіх
асинхронних двигунів
Р Р
к к н1 к н2 Рн3
ад ад1 Р ад2 к
Р ад3 .
н н Рн
Додаткові втрати від несиметрії напруг для синхронних машин
визначають виразом
Рс
2
.м. кс .м. U Рном , (10.2)
де кс.м. – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з
заспокійливою обмоткою кс.м. 0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для
генераторів і синхронних компенсаторів кс.м. 1,856 і 1,31 відповідно).
Додаткові втрати в синхронних машинах від несинусоїдності напруги
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 145
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
мають вираз
2
Рс.м. кс.м. Рном U , (10.3)
2
де кс.м. дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і
синхронних компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно.
Додаткові втрати від несиметрії і несинусоїдності напруг в силових
конденсаторах визначають виразом
2 2 Рдод Qном tg U U , (10.4)
2
де Qном – номінальна реактивна потужність конденсаторної установки;
tg – тангенс кута втрат на основній частоті.
Додаткові втрати в трансформаторах, у разі несиметрії напруг і
обумовлені вищими гармоніками, визначають відповідно виразами
2 Р
Ртр U Р0
м , (10.5)
U 2
кз
Р 2
Р Р U 2 0,607 м 1 0,05
U 2
тр 0 , (10.6)
2
2 Uкз 2
де Р0 , Рм – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному
номінальному режимі;
Uкз – напруга КЗ., відн. од.
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях
електропередачі.
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено
пропорційні квадрату напруги). Загальні втрати потужності у разі відхилення
напруги можуть бути визначені за виразом
2
100
P P
ном ,
100 V
де Pном – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт;
V – відхилення напруги від номінального значення, %.
Таким чином, для зменшення втрат в лініях електропередачі доцільно
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 146
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
підвищувати напругу.
Для ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти має
місце незначне збільшення втрат, яким можна знехтувати.
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, що викликані
несиметрією і несинусоїдністю, визначають за виразом
P 3 І 2 3 І 2 2 3
л дод 1 2 1,41 І R 10 Pл ,
2
де I1 , I2 – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності;
I – діюче значення струму v–ї гармоніки;
R – опір фази лінії;
Pл – втрати потужності в лінії при проходженні симетричних
синусоїдних струмів, кВт.
Можна прийняти P 3 I 2
л 1 R 103 , тоді вищенаведений вираз набере
вигляду
2 2
P 3 І 3
л дод 2 1,41 І R 10 .
2
Заходи щодо підвищення якості електричної енергії приводять до
зниження втрат потужності в лініях:
– шляхом симетрування струмів навантажень фаз:
Pл.c R 103 I 2 I 2
in ik ,
2
де Iin , Iik – струмові навантаження фаз до і після симетрування;
– шляхом зниження струмів зворотної послідовності I2n , I2k
P 3 2
л.o 3 R 10 I2n I 2
2k ;
– шляхом зниження струмів і напруги вищих гармонік
P R 103
л.г 2
I n I 2
k ,
2
де – коефіцієнт.
Вводячи допущення, що струми зворотної і нульової послідовності
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 147
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
пропорційні відповідним напругам, можна записати
I2 u I ; I U I ,
де U
u
2 – коефіцієнт несиметрії напруги;
Uном
U2 – напруга зворотної послідовності;
U – відносне значення модуля напруги v–ї гармоніки на затискачах
споживача.
Тоді вираз додаткових втрат потужності в лінії набере вигляду
Pл дод 3
2
u 1,41 U 2
I 2 R 103.
2
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 148
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в
приміщенні проектно-експериментального відділу
В даному розділі роботи розглядаються можливі шкідливі фактори, які
можуть впливати на працівника, що працює в приміщенні проектно-
експериментального відділу при розробці системи електропостачання
підприємства.
Для виконання поставлених задач опрацьовується значна кількість
теоретичного матеріалу, що звичайно, викликає потребу у використанні
сучасного комп’ютера. Тому потрібно забезпечити безпечну та продуктивну
організацію праці працівника, що працює з комп’ютерною технікою у
відділу.
Для того щоб запобігти негативному впливу на працівника потрібно
звернути особливу увагу на фактори виробничого середовища, які
безпосередньо впливають на дослідника.
При виконанні досліджень персональний комп’ютер (ПК)
використовується для проведення розрахунків та формування відповідної
документації. За ПК працівник проводить не більше 4 годин на день з
перервою не менше 1 години. Виконання багатьох операцій в відділу
призводить до тривалої статичної напруженості м'язів спини, шиї, рук і ніг,
що приводить до швидкого розвитку стомлення. Основними причинами
такого стомлення є: нераціональна висота робочої поверхні столу і сидіння,
відсутність опорної спинки і підлокітників, незручні кути згинання в
плечовому і ліктьовому суглобах, кут нахилу голови, незручне розміщення
документів, монітора, клавіатури, неправильний кут нахилу екрана,
відсутність простору і підставки для ніг.
За рівнем фізичних навантажень робота за комп’ютером
класифікується як легка фізична робота (категорія І) – робота з витратою 120
– 150 ккал/год – категорія І а.
У відділу розташовано п’ять робочих місць обладнаних комп’ютерною
технікою. Для забезпечення комфортної роботи персоналу столи мають
довжину 140 см і ширину 70 см, що задовольняє санітарним нормам. Стільці,
що змінюються за висотою, з напівм'яким сидінням, дозволяють здійснювати
поворот сидіння і спинки стільця в межах 360°. Висота сидіння регулюється в
межах 42-55 см. Фактична відстань очей до монітора дорівнює 0,6-0,7 м.
Отже, робоче місце відповідає ДСТУ 8604:2015 «Дизайн і ергономіка.
Робоче місце для виконання робіт у положенні сидячи. Загальні ергономічні
вимоги».
Розміри відділу становлять: довжина 7 м, ширина 4 м, висота від
підлоги до стелі 3 м, загальна площа аудиторії 28 м2, площа яка припадає на
одну людину становить 5,6 м2. Об’єм приміщення складає: 84 м3, об’єм, який
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 149
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
припадає на одну людину становить 16,8 м3, розміри приміщення за площею
не відповідають вимогам ДБН В.2.2-28-2010 «Будинки адміністративного та
побутового призначення».
Велике значення для працівників має система освітлення відділу. Під
час роботи дослідник працює з даними, які виводяться програмним
забезпеченням на екран монітору. Найменша розрізненість об’єкту (в даному
випадку об’єктом розрізнення і фоном є: текст на моніторі та власне фон
монітора, текст на аркуші паперу та аркуш, букви на клавіатурі і клавіатура)
складає від 0,15 до 0,3 мм, це відповідає високій точності зорової праці.
Розряд зорової праці – ІІ, підрозряд – Г. Контраст відмінності об’єкту з
фоном - великий.
При роботі з комп’ютером використовувалося приміщення з
однобічним природним освітленням. Розмір вікна приміщення становить
2×1,5 м. Робочі столи розміщені так, що природне світло потрапляє в
приміщення спереду. Вікно завішене шторами, які запобігають виникненню
відблисків, затемнених плям на моніторах при попаданні прямого світла.
Згідно з нормами освітлення ДБН В.2.5.28–2018 «Природне і штучне
освітлення» коефіцієнт природного освітлення (КПО) для даного типу
зорової праці дорівнює 1,5%. Робоче місце розташоване на відстані 0,3 м від
вікна і в цій точці значення КПО становить 37-42 %. Отже, рівень
природного освітлення є достатнім.
Штучне освітлення створюється світильниками з люмінесцентними
лампами. Освітлювальні установки забезпечують рівномірне освітлення по
всій робочій зоні, відсутність глибокої і різкої тіні, постійність освітлення в
часі. Джерела світла по відношенню до робочих місць слідує розмістити
таким чином, щоб уникнути попадання в очі прямих світлових потоків.
Фактичне значення штучного загального освітлення складає 325-340 лк, а
нормативне значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає
нормативним значенням згідно ДБН В.2.5.28–2018 «Природне і штучне
освітлення».
Істотне значення мають параметри мікроклімату в приміщенні,
оскільки безпосередньо впливають на роботу та здоров’я працівника.
Фактичні значення основних параметрів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22–24 ˚С;
- в холодний період року 15–18 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 45–60 %;
- в холодний період року 40–50 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с;
- в холодний період року – 0,1 м/с.
Згідно ДСН 3.3.6.042–99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих
приміщень» нормативні значення основних факторів мікроклімату наступні:
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 150
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22–28 ˚С допустима (оптимальна 23–25 ˚С);
- в холодний період року 21–25 ˚С допустима (оптимальна 22–24 ˚С);
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 40–60 %;
- в холодний період року 40–60 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1–0,2 м/с);
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
З вище наведених даних мікроклімату видно, що лише показники
температури в холодний період року не задовольняють норму згідно ДСН
3.3.6.042–99.
Також важливе значення має параметр шуму. Персональні комп’ютери
створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає 35-38
дБА. Згідно ДСН 3.3.6.037–99 «Санітарні норми виробничого шуму,
ультразвуку та інфразвуку» цей рівень повністю відповідає нормативному
рівню, який становить 50 дБА. Тому, фактичне значення шуму не перевищує
допустиме, а отже негативно не впливає на працівника.
Основними джерелами електромагнітного поля на робочих місцях є
монітори комп’ютерів, а також системні блоки. Найбільше впливає
електромагнітне поле на органи зі слабкою терморегуляцією, що мають
недостатню кількість кровоносних судин або слабкий кровообіг. До таких
органів відносяться: головний мозок, око (кришталик), шлунок, сечовий
міхур і т.п. Функціональні зміни виявляються в передчасній стомленості,
млявості, головному болі. При систематичному опроміненні спостерігається
зміна кров'яного тиску (гіпертонія, гіпотонія), уповільнення пульсу, трофічні
явища (випадіння волосся, ламкість нігтів, лущення шкірного покриву).
Величина напруженості, що живить комп’ютерне обладнання 220 В, і
споживана потужність менше ніж 3000 Вт, що не перевищує нормативне
значення, визначене в ДСН 198 «Державні санітарні норми і правила при
виконанні робіт в невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ
включно» та ДСН 239-96 «Державні санітарні норми і правила захисту
населення від впливу електромагнітних випромінювань».
Електропроводка мережі змінного струму напругою 220 В в даному
приміщенні є прихованого типу, що забезпечує захист працюючих від
доторкання до оголених або пошкоджених проводів. Обладнання
встановлене в приміщенні живиться напругою 220 В і споживає потужність
2500 Вт. Деяке обладнання, зокрема персональний комп’ютер, має металевий
корпус, тому згідно з ДСТУ Б В.2.5-82:2016 у відділу передбачена система
захисного заземлення.
Інструктаж з техніки електробезпеки складений згідно НАОП 1.1.10-
4.09-87 «Програми навчання безпеки праці робітників, до професій яких
пред'являються підвищені вимоги з техніки безпеки». Вступний інструктаж
проводиться з усіма працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 151
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
або тимчасову) незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або
посади. Первинний інструктаж проводиться на робочому місці до початку
роботи на робочому місці. Інструктаж проводить інженер по техніці безпеки,
відповідно до НАОП 0.00-4.12-05 «Типове положення про навчання з питань
охорони праці».
Відділ за вибухопожежонебезпекою відноситься до приміщень типу В,
згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. В даному відділу забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними
плитами, а підлога з кахельної плитки. Всі матеріали застосовані для
будівництва та оздоблення відділу пройшли перевірку і були дозволенні
органами державного санітарно-епідеміологічного нагляду.
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5, який
знаходиться на стіні біля дверей з вільним доступом до нього, відповідно
Правил експлуатації та типових норм належності вогнегасників.
- план евакуації розміщений на стіні з вільним доступом до неї. Для
попередження пожежі у відділу використовується електрична пожежна
сигналізація POLON 4000 та теплові датчики типу (ИПД-1) у кількості 4 шт.
Інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до НАПБ А.01.001-
2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
Після проведення аналізу відділу та умов праці за робочим місцем
можна зробити висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні
являються сприятливими окрім системи опалення. Тому пропонується
замінити систему опалення, щоб параметри мікроклімату відділу відповідали
нормам ДСН 3.3.6.042–99.
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу
Основний поділ опалювального обладнання ґрунтується на способах
передавання тепла нагрівальними приладами до опалюваних приміщень.
Опалювання поділяється на опалювання випромінюванням та
конвекційне. Цей поділ виникає з пропорції потоку тепла, яке віддається
через нагрівальні прилади до приміщення.
Типовими випромінюючими нагрівачами є: випромінювачі,
випромінюючі смуги та площинні нагрівальні системи (стельові, стінні та
підлогові).
Конвекційними нагрівачами є: нагрівальні прилади з чавунних та
сталевих ланок та конвектори.
Повітряне обігрівання, в тому числі вентиляторні конвектори, є майже
100-відсотковим конвекційним обігріванням.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 152
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Питання, який вид обігрівання приміщень є корисніший -
випромінюванням чи конвекцією, - постійно сприяє новим технологічним
розв’язкам. Наприклад, це стосується встановлення продуктивності (к.к.д.)
енергетичного випромінювання тепла визначеного типу нагрівального
приладу або радіусу теплової дії нагрівального приладу.
Ці два види постачання тепла дають різні результати, які практично
можуть викликати приємні відчуття або тепловий дискомфорт.
Наприклад, відчуття людиною втрати тепла внаслідок випромінювання
в напрямку холодних площин (з поверхні пічки) не може компенсуватися за
рахунок більш інтенсивного поглинання випромінювання інших частин тіла.
У такому випадку міняємо позицію нашого тіла відносно джерела
тепла. Крім того, інтенсивний рух повітря (навіть досить нагрітого по
відношенню до температури в приміщенні) при тепловому відчутті можна
відбирати як неприємний охолоджуючий потік.
Якщо в опалюваному приміщенні є умови для доброго самопочуття, то
температура повітря значно не відхиляється від середньої (можливо
рівномірної) температури повітря оточуючих поверхонь, а температура
нагрівальних поверхонь не надто перевищує температуру тіла людини. Тому
частіше надають перевагу площинному, низько температурному опаленню.
Підвищення температури нагрівального приладу, тобто концентрація
джерела тепла в приміщенні, приводить до інтенсифікації та зонування
випромінювання тепла, збільшуючи або інтенсивність теплового
випромінювання, або швидкість руху повітря в приміщенні. Очевидно, що
при встановленні температури нагрівальних приладів не можна
перебільшувати, бо навіть температура поверхні нагрівальних приладів
порядку 80-90 °С, крім погіршення умов доброго самопочуття, не є
безпечною для здоров’я.
Обмеження температури поверхні нагрівальних приладів викликане
тим, що при температурах вищих від 60 °С розпочинаються процеси сухої
дистиляції органічних рідин та припікання їх на поверхні нагрівального
приладу. Продукти цих процесів подразнюють слизові оболонки верхніх
дихальних шляхів, викликаючи відчуття сухості, особливо неприємні при
заниженій відносній вологості повітря в приміщенні під час морозів.
На даний час найчастіше використовуються декілька типів радіаторів:
алюмінієві, біметалеві, чавунні, сталеві конвектора.
Радіатори водяного опалення діляться на дві групи:
секційні-чавунні, алюмінієві, біметалічні (з алюмінію і сталі);
панельні-сталеві.
Чавунні секційні радіатори стійкі до корозії, володіють великою
тепловою потужністю на одиницю довжини приладу і можуть
застосовуватися в системах опалення з низькою якістю теплоносія.
Альтернативою чавуну є алюміній, з якого виробляються більш ефектні
на вигляд і менш металомісткі алюмінієві або біметалічні (сталь + алюміній)
радіатори. Гідність цих опалювальних приладів в тому, що вони прогрівають
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 153
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
приміщення швидше, ніж чавунні радіатори, і добре керуються
термостатичним вентилями.
Біметалеві радіатори зовні схожі на алюмінієві, але завдяки
застосуванню сталевих труб, всередині кожної секції, витримують
внутрішній тиск до 25 атм. і вище. Потужність кожної секції (при висоті 500
мм) 160 Вт. Застосовуються, як правило, для облаштування міських квартир.
Сталеві панельні радіатори середні за теплопровідністю між чавунними
і алюмінієвими радіаторами. Панельні радіатори виконуються з
штампованих, стійких до корозії сталевих листів, утворюють ряд
вертикальних паралельних каналів, які об'єднуються горизонтальним
колектором. Радіатори виконуються однорядні, дворядними, трьохрядний, з
ребрами і без нього. При цьому кожен радіатор покритий багатошарової
термостійкою емаллю.
Обчислення тепловитрат в приміщенні:
Q = S∙T/R, (11.1)
де Q - тепловтрати через перешкоду, Вт
S - площа перешкоди, м2
Т - різниця температур між внутрішнім та зовнішнім повітрям, 50°С
R - значення теплоопору перешкоди, м2·°С/Вт
Розраховуємо тепловтрати через стіни:
Тепловтрати через зовнішню стіну R = 0,712 - опір теплопередачі
стіни завтовшки в 2 цеглини (50 см):
Sстіни 7 3 1,3 2 4 18,4 м2
18,4 50
Q1 1292
0,712 Вт
Тепловтрати через вікна: R = 0,37 - опір теплопередачі звичайного
вікна з подвійною рамою:
S вікна 1,3 2 2,6 м2
2,6 5 50
Q2 1757
0,37 Вт
З урахувань втрат на вентиляцію (25%):
Q (1292 1757 ) 1.25 3811,25 Вт
Для підтримання оптимальної температури повітря в приміщенні в
холодну пору року потрібна система опалення потужністю не менше 3811,25
Вт.
Згідно отриманих даних обираємо два сталевих радіатори Kingrad
Compact 22 H500 L1100 (табл.11.1), тепловою потужністю 2064 Вт кожен.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 154
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Радіатори Kingrad - сучасна опалювальна техніка європейського
стандарту. Радіатори призначені для використання в закритих опалювальних
системах в житлових, громадських і промислових будівлях, індивідуальних
будинках, котеджах, садових будиночках, гаражах тощо.
Радіатори складаються з теплових панелей з додаткових поверхонь, що
віддають тепло і мають верхню декоративну решітку і бічні кришки, що
легко знімаються. Вони виготовлені з сталевих холоднокатаних листів, з
використанням роликового і точкового зварювання. На основну фосфатовану
поверхню електростатичним способом нанесений лак, за яким
електростатично нанесена порошкова емаль. Радіатор Kingrad Compact 22
H500 L1100 має велику потужність (тепловіддачу) при відносно невеликих
розмірах в ширину, що дозволяє без проблем встановлювати як і в
стандартних квартирах так і в приватних будинках. Товщина даної моделі –
100 мм.
Таблиця 11.1 - Технічні характеристики радіаторів Kingrad Compact 22
H500 H500 H500 H500 H500 H500
Найменування параметру
L1100 L1200 L1400 L1600 L1800 L2000
Довжина, мм 1100 1200 1400 1600 1800 2000
Робочий тиск, бар 10 10 10 10 10 10
Випробувальний тиск, бар 15 15 15 15 15 15
Макс. робоча температура 110 110 110 110 110 110
теплоносія, °С
Потужність, Вт 2064 2252 2627 3003 3378 3753
Тип 22 22 22 22 22 22
Рисунок 11.1 – Сталевий панельний радіатор Kingrad Compact 22 H500
Основні переваги моделі Kingrad Compact 22:
малий обсяг води сталевого радіатора;
швидке нагрівання і економія енергії;
сучасний дизайн і високоякісна обробка поверхні радіатора;
компактність радіатора при підвищеній тепловіддачі;
висока міцність матеріалу.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 155
Змн. Арк. № 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. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4–92
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект им. Ф.Б. Якубовского. – М. 1992
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за
спец.141– Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за
освітньою програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та
робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т
"Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик о,В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. Настанова з проектування систем електропостачання промислових
підприємств ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та
споживача.
11. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів.
/ Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 156
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
14. ДСТУ 30323-95 Короткі замикання в електроустановках. Методи
розрахунку електродинамічної і термічної дії струму короткого
замикання.
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проектів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
18. Сайт компанії «Кабель-ОК» https://cable-ok.com.ua/ua/kabelnaya-
produktsiya/
19. Проектування систем електропостачання: навч. посібник / В. Н.
Винославський, А. В. Прахівник, Ф. Клеппель, У. Бутц. - Київ: Вища
шк., 1981. - 359 с
20. Сайт компанії «Світломаг» https://svitlomag.com/ua/g29774166-lampy-
dugovye-rtutnye
21. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
Арк.
ЧДТУ А1 21076 45/04 157
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата