ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10068| Title: | Система електропостачання підприємства з виробництва снеків |
| Authors: | Семко, Інга Борисівна Бабюк, Данило Олександрович |
| Keywords: | електропостачання підприємства виробництво снеків;схема живлення;струми короткого замикання;цехові трансформатори |
| Issue Date: | Jun-2026 |
| Abstract: | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва снеків. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянутий диференціальний захист ділянки живлення цехових трансформаторів цеху картопляних чіпсів. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок ефективності застосування інтенсивного сушіння при виготовленні картопляних чіпсів. В розділі з охорони праці проведено аналіз використання засобів захисту працівниками лабораторії від ураження електричним струмом. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10068 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Бабюк (3).pdf Restricted Access | 4.81 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 22313 94/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства
з виробництва снеків»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 22
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Бабюк Данило Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ ____Інга СЕМКО_____
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2026 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Бабюку Данилу Олександровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виробництва снеків»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Інга Борисівна, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 13 » квітня 2026 року № 94/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
5102,3 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
54х66х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 57шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 743,1 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Диференціальний захист
ділянки живлення цехових трансформаторів цеху картопляних чіпсів; 9. Техніко-економічні
розрахунки – Розрахунок ефективності застосування інтенсивного сушіння при виготовленні
картопляних чіпсів; 10. Охорона праці – Засоби захисту працівників лабораторії від
ураження електричним струмом.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Диференціальний захист ділянки живлення цехових
трансформаторів цеху картопляних чіпсів
10 Техніко-економічні розрахунки – Організаційні і економічні показники робіт з
монтажу і експлуатації електрообладнання
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Розділ Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 14 квітня 2026 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи Строк виконання
з/п етапів кваліфікаційної Примітка
роботи
1 Умови проектування 14.04.26 – 17.04.26
2 Розрахунок електричних навантажень 18.04.26 – 22.04.26
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення 23.04.26 – 27.04.26
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації 28.04.26 – 01.05.26
реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського 02.05.26 – 05.05.26
електропостачання напругою 10 (6) кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в 06.05.26 – 10.05.26
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. 11.05.26 – 15.05.26
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 16.05.26 – 20.05.26
9 Індивідуальне завдання 21.05.26 – 24.05.26
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП 25.05.26 – 28.05.26
промислового підприємства
11 Охорона праці 29.05.26 – 30.05.26
12 Виконання креслень графічної частини роботи 31.05.26 – 03.06.26
13 Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.26 – 05.06.26
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Данило БАБЮК
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Інга СЕМКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ............................................................................... 6
1.1 Характеристика об’єкта проєктування ....................................................... 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виготовлення
картопляних чіпсів ............................................................................................ 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ....... 12
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 13
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ........ 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ........................................................................ 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 23
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 24
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій . 27
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 27
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 30
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 32
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................................................... 34
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 34
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 37
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 40
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ...................................................................................................... 46
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 46
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ................................................................ 50
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 52
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ............................................................................................... 55
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 55
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 56
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Бабюк Д.О. Система Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Семко І.Б. електропостачання 3 135
Реценз. підприємства з
Н. Контр. Ключка К.М. виробництва снеків ФЕТАМ, ЕСЕ-22
Затверд. Ткаченко В.Ф.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В ........................................................................................................ 60
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 60
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................. 63
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
............................................................................................................................. 66
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ..... 72
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 72
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 73
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 75
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 76
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 79
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість................................................... 80
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 81
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................. 81
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 82
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 82
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 83
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................ 86
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву .................. 92
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів .............................................. 92
8.3.2 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ..................... 96
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ...................... 98
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 100
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 103
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 106
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 106
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 107
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 110
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції110
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - диференціальний захист ділянки
живлення цехових трансформаторів цеху картопляних чіпсів ...................... 114
9.1. Загальні відомості про диференціальні струмові захисти ................... 114
9.2. Типи і особливості виконання релейних захистів ділянок .................. 115
9.3. Принцип роботи поздовжнього диференціального захисту ділянки
живлення цехових трансформаторів ............................................................. 116
9.4. Розрахунок уставок реле диференціального захисту РНТ-565 ........... 118
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності
застосування інтенсивного сушіння при виготовленні картопляних чіпсів . 122
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 124
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в лабораторії під час
розробки системи електропостачання підприємства .................................. 124
11.2 Засоби захисту працівників лабораторії від ураження електричним
струмом ............................................................................................................ 127
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 134
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Під системою електропостачання (СЕП) розуміють єдиний комплекс
взаємозалежних електроустановок, головне призначення яких полягає в
забезпеченні споживачів електричною енергією.
Сучасна СЕП промислового підприємства, створена на науковій основі,
зобов'язана відповідати низці технічних та економічних критеріїв (згідно з
джерелами [2, 7-9, 11, 17]):
- безперебійність (надійність) електропостачання;
- відповідність якості електричної енергії чинним державним
нормативам;
- економічна доцільність
- гнучкість, тобто здатність адаптуватися до частих змін технологічного
процесу та перспективного розвитку підприємства;
- безпека експлуатації як для електриків, так і для працівників інших
спеціальностей;
- екологічна безпека.
Перелічені вимоги мають бути реалізовані як на стадії створення
проєкту, так і в процесі експлуатації системи електропостачання
промислового підприємства (скор. СЕП ПП).
СЕП ПП виступає складовою частиною загальної енергосистеми. З
енергетичної точки зору вона є відносно простішою (характеризується
нижчими напругами, меншою потужністю та довжиною ліній, відсутністю
замкнених контурів тощо). Однак вона значно ускладнюється через
необхідність перетворення та специфічного використання енергії для
технологічних потреб виробництва. Електроприймачі (ЕП) як електрична
складова технологічних агрегатів є невід'ємним компонентом СЕП ПП і
суттєво впливають як на режим роботи всієї системи, так і на її кількісні
показники (див. [8, 9]).
Відповідно до ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, де наведено термінологію в
галузі енергетики та електрифікації, споживачі електричної енергії — це
підприємства, організації, територіально відокремлені виробничі дільниці,
будівельні майданчики, а також квартири, які мають приєднані до мережі
приймачі та використовують електроенергію. Водночас Правила
улаштування електроустановок визначають споживача як окремий
електроприймач або їхню сукупність, що об'єднані спільним технологічним
циклом і розташовані на обмеженій території [15].
Приймач електроенергії — це технічний пристрій (апарат, механізм,
агрегат), у якому відбувається трансформація електричної форми енергії в
інший вид з метою подальшого використання. За технологічним
призначенням приймачі класифікуються залежно від виду енергії, на який
вони перетворюють електрику: електродвигуни (приводи машин),
електротермічне обладнання, електрохімічні установки, пристрої
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
електроосвітлення, установки, що генерують електромагнітне чи
електростатичне поле, та інші [12].
Під електроустановкою розуміють комплекс, що складається з машин,
апаратів, повітряних чи кабельних ліній, а також допоміжного обладнання.
Цей комплекс призначений для виробництва, перетворення,
транспортування, акумулювання (накопичення) та розподілу електрики, а
також для трансформації її на інші види енергії. По суті, електроустановка —
це сукупність споруд та взаємопов'язаного обладнання. Прикладами є
електричні підстанції, лінії електропередачі, розподільчі пункти,
конденсаторні батареї [15].
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства включає до
свого складу електричні мережі напругою до 1 кВ та вище, головну
понижувальну підстанцію (ГПП), розподільчі пункти, трансформаторні
підстанції, а також силові пункти, розташовані безпосередньо в цехах.
Призначенням цієї системи є забезпечення виробничих вимог щодо передачі
електричної енергії від джерела живлення до місць її споживання у
необхідній кількості та з відповідними якісними показниками [8, 9].
Як зазначається в літературі [15], системи електропостачання
промислових підприємств умовно поділяються на три типи: ізольовані,
централізовані та комбіновані. Відповідно до завдання на дипломне
проєктування, система електропостачання промислового підприємства має
бути виконана за централізованим типом [12].
Основними факторами, що визначають проєктування системи
електропостачання, є характеристики джерел живлення та споживачів
електричної енергії. Першочергове значення при цьому мають вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Водночас, попри те, що
зазначені особливості та характеристики є головними чинниками при
проєктуванні, значний вплив на формування концепції побудови
раціональної системи електропостачання (СЕП) мають також загальні вимоги
до неї, основні з яких наведено нижче [22]
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
слід здійснювати відповідно до нормативних документів [2, 8, 9, 11] та інших
джерел.
Основними чинниками при проєктуванні повинні виступати
характеристики джерел живлення та споживачів електричної енергії,
передусім вимоги до безперебійності електропостачання з урахуванням
можливості резервування в технологічній частині проєкту, а також вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств необхідно
розробляти з дотриманням таких основних принципів [2, 8, 9]:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
а) Джерела живлення слід максимально наближати до споживачів
електричної енергії.
б) Кількість ступенів трансформації та розподілу електроенергії на
кожній напрузі має бути мінімально можливою.
в) Розподіл електричної енергії рекомендується виконувати за
магістральними схемами. Радіальні схеми допускається застосовувати лише в
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання та електричних з'єднань підстанцій
повинні бути виконані таким чином, щоб необхідний рівень надійності та
резервування забезпечувався найменшою кількістю електрообладнання та
провідників.
д) Схеми електропостачання слід виконувати за блочним принципом з
урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній має здійснюватися від різних секцій шин
підстанцій, тоді як взаємопов'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних кіл не повинно порушуватися за
жодних перемикань у силових ланцюгах паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого потребують резервування живлення, необхідно
передбачати секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, перебувати
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтована.
ж) Слід застосовувати, як правило, роздільну роботу ліній та
трансформаторів. Паралельна робота елементів електропостачання може
бути допущена лише в обґрунтованих випадках.
Вибір типу, потужності, інших параметрів підстанції, а також її
місцерозташування має визначатися значеннями та характером навантажень
та їхнім розміщенням на генеральному плані підприємства. При цьому слід
також враховувати архітектурно-будівельні та експлуатаційні вимоги,
розташування технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, а також вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [8, 9].
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його будівництва. Подальше розширення не повинно
порушувати або знижувати надійність електропостачання діючих виробництв
[8, 9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства слід враховувати потребу в електричній енергії сторонніх
споживачів, розташованих поблизу.
В об'єктах електропостачання необхідно, як правило, застосовувати
комплектне великоблочне електротехнічне обладнання [22].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Схемні та конструктивні рішення мають бути максимально
уніфікованими.
Категорії електроприймачів (ЕП) за надійністю електропостачання
повинні відповідати Правилам улаштування електроустановок (ПУЕ) [15].
При цьому слід уникати необґрунтованого віднесення електроприймачів до
вищої категорії, а саме:
Електроприймачі, які обслуговують склади, проміжні накопичувачі,
виконують допоміжні технологічні операції або є частиною інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення зазначених
електроприймачів до ІІ категорії призводить до необґрунтованого завищення
не лише потужності встановлених трансформаторів, але й вимог до
резервування живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити лише таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва в післяаварійному режимі.
Електроприймачі, відключення яких призводить до масового
недовідпуску продукції, нерідко помилково відносять не до ІІ, а до І
категорії, мотивуючи це тим, що нібито наносяться "значні збитки народному
господарству".
Слід зазначити, що поняття "значні збитки народному господарству"
має відноситися до групи виробництв, регіону, галузі, але не до окремого
підприємства [15].
Поняття "категорія електроприймача за надійністю електропостачання"
не слід застосовувати до споживача в цілому, включаючи цехи, дільниці,
корпуси тощо. Це поняття є правомірним лише стосовно індивідуального
електроприймача. Для споживача характерним є лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів І, ІІ та ІІІ категорій [15].
Структура підприємства наведена на генеральному плані (аркуш №1)
та включає як цехи основного виробництва, так і допоміжні приміщення та
підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, а також характеристику навколишнього середовища.
Головна понижувальна підстанція (ГПП) підприємства розташована з
урахуванням місця знаходження теоретичного центру електричних
навантажень. При цьому було враховано також переважаючий напрямок
вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції будуть телемеханізовані та працюватимуть без постійного
чергового персоналу.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Підприємство виготовленння снеків має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорій.
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливостей виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовані.
При цьому необхідно виконувати всі вимоги ПУЕ в цій частині [15].
Електроустановки підприємства, для якого ми проєктуємо
електропостачання, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).
До відкритих (зовнішніх) електроустановок належить козловий кран.
Приміщення цехів підприємства належать до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких відносна вологість повітря не перевищує 60 %
та відсутні умови, наведені у пунктах 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах та
проникати всередину машин і апаратів, належить ремонтно-механічний цех
підприємства. Однак цей цех відноситься до приміщень з неструмопровідним
пилом [15].
Запилені приміщення — як зі струмопровідним пилом, так і з
неструмопровідним — на підприємстві відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, у яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію та струмопровідні частини електрообладнання.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виготовлення картопляних чіпсів
Живлення силових електроприймачів цеху здійснюється трифазним
змінним струмом промислової частоти 50 Гц з номінальною напругою 380 В.
Однофазне обладнання представлене шістьма установками, які підключені
або на фазну напругу (230 В), або на лінійну напругу (380 В). Вищі гармоніки
під час роботи обладнання не генеруються. Встановлена потужність та інші
технічні характеристики наведені в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Найменування Кількість, Встановлена cosϕ
на електроприймачів шт. потужність, кВт
плані
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Картоплечистка 4 12 0,8
2 Машина сортувальна 4 7,5 0,85
3 Споліскувач 4 6,8 0,77
4 Картоплерізка 4 13 0,81
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
5 Миюча установка 2 7,7 0,92
6 Насос миючої установки 4 18 0,76
7 Повітряна сушарка 2 34 0,88
8 Вентилятор повітряної
сушарки 2 28 0,84
9 Конвеєр 2 17,5 0,82
10 Піч жарочна 2 51,5 0,86
11 Установка харчових
добавок 2 2,1 0,82
12 Сортувальна установка 2 1,4 0,88
13 Фасувальний автомат 2 6,3 0,82
14 Стіл обертовий 2 2 0,8
15 Вентилятор витяжний 10 3,3 0,84
16 Насос гідротранспортера 2 42 0,84
17 Вентилятор приточний 4 22 0,75
18 Шкреберна установка 1 1,1 0,7
19 Насос фільтрувальної
установ. 2 3,4 0,91
Σ = 57
Однофазні електроприймачі
1 Термофен 3 1,5 0,8
2 Флетюр 3 1,9 0,8
Σ = 6
На рівні технологічних зв'язків у цеху передбачено відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху належить до ІІ категорії надійності
електропостачання. Як зазначається в літературі [15], до ІІ категорії слід
відносити лише таке технологічне та інше обладнання, без якого неможливе
продовження роботи основного виробництва в післяаварійному режимі.
Розташування обладнання в цеху виконано з урахуванням
технологічних особливостей виробничих процесів [8, 9].
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно здійснювати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та схема розташування обладнання наведені на аркуші 5
графічної частини, а також на рисунку 1.1.
Особливістю розташування обладнання в приміщенні цеху є
необхідність забезпечення практично рівномірної освітленості всього
приміщення.
Проєктом передбачаються такі системи освітлення: загальне робоче
освітлення напругою 380/230 В та аварійне освітлення напругою 230 В.
Розміри цеху з виготовлення картопляних чіпсів, електропостачання якого
розглядається окремо, складають A×B×H = 54×66×6 .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проєктування електропостачання цехів є неможливим без урахування
особливостей виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовані.
При цьому необхідно дотримуватися всіх вимог Правил улаштування
електроустановок (ПУЕ) у цій частині [15].
Електроустановки підприємства, для якого проєктується
електропостачання, розміщені всередині будівель, тобто є закритими
(внутрішніми).
До відкритих (зовнішніх) електроустановок належить козловий кран.
Приміщення цехів підприємства належать до так званих нормальних, а саме є
сухими приміщеннями, в яких відносна вологість повітря не перевищує 60 %
та відсутні умови, наведені у пунктах 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
До запилених приміщень належать ті, в яких за умовами виробництва
виділяється технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на
проводах та проникати всередину машин і апаратів [15].
Рисунок 1.1 – План розташування обладнання цеху
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від головної
районної підстанції (ГРП) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 50 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 173,9 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
контракту про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень слід виконувати
відповідно до методики [2, 8, 12], яка поширюється на всі галузі народного
господарства, адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення
порівняно з попередніми методами розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою частиною
розрахунку електричних навантажень промислового підприємства в цілому.
При виконанні таких розрахунків враховують ступінь (рівень) системи
електропостачання, оскільки розрахунки на кожному з них мають свою
специфіку. На підприємствах середньої та великої потужності нараховують
шість таких рівнів (рисунок 2.1) [2, 8, 12].
Рисунок 2.1 – Ступені системи електропостачання
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
У розрахунках застосовуються загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює [2, 8, 12]:
1) для двигунів, які працюють у довготривалому режимі:
; (2.1)
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
,
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 [2, 8, 12]
, (2.2)
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
[8, 12]
, (2.3)
де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається як
величина Кв ⋅Рном , яка відповідає значенню Кр , за співвідношенням [2, 8,
12]:
, (2.4)
де Кр = f (Kв, nе, Ta )
Кв та
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
ефективної кількості приймачів nе та сталою часу нагріву мережі, для
якої розраховують електричні навантаження.
Згідно [2] прийняти наступні сталі часу нагрівання:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, яка живить розподільчі
шинопроводи, розподільчі пункти та щити. Значення Кр для таких мереж
приймають за номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta ≥ 30 хв. – для електричних мереж напругою до 10 кВ, які
забезпечують живлення розподільчих шинопроводів, розподільчих пунктів та
щитів, а також для кабельних ліній напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки, розрахункова
потужність визначається на основі відповідних умов. При цьому
використовується коефіцієнт розрахункової потужності, значення якого
залежить від коефіцієнта використання та ефективної кількості
електроприймачів. Розрахункова активна потужність вузла живлення
приймається як розрахункова величина. Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше [8, 12].
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням [8, 12]:
2
n
∑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: [8, 12]
2 p
n = ∑ ном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne n ( n
n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 ,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne = n [2, 8, 12].
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [2, 8, 12].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою [12]
. (2.6)
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює [8, 12]
. (2.7)
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд [8, 12]
. (2.8)
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням [8, 12]
. (2.9)
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc [8, 12].
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
2 2
Sроз цеху = (Рроз цеху ) + (Qроз цеху ) . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9)
розраховуємо величину розрахункового активної та реактивної потужності
цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.1
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [8, 12].
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 [8, 12].
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому [12]:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tgϕ . 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 [2, 8, 12]
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 ;
– за наявності групи однофазних електроприймачів (ЕП), розподілених
за фазами з нерівномірністю, що не перевищує 15 % по відношенню до
сумарної потужності трифазних та однофазних ЕП у групі, такі
електроприймачі можуть бути представлені в розрахунках як еквівалентна
група трифазних ЕП з тією самою сумарною номінальною потужністю. У
разі перевищення зазначеної нерівномірності, номінальна потужність
еквівалентної групи приймається рівною потрійному значенню потужності
найбільш завантаженої фази.
Виконуємо визначення номінальної групової потужності для першої
групи електроприймачів (картоплечистка) Рном,1 . При цьому, оскільки
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакове значення
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює [12]
n
Рном =∑pном .
1
Рном,1=12 ⋅4 = 48 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном, 3 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.1
Кв ⋅Рном,1=0,9 ⋅48 = 43,2кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.1.
Кв ⋅Рном,1 ⋅ tgφ = 0,9 ⋅48 ⋅0,75 = 32,4 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.1.
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):
n 2 ⋅743,1
е = = 28,8.
51,5
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
К 573
в, цеху = = 0,77 .
743,1
По графіку для визначених величин nе = 28,8 та Кв, цеху = 0,77
знаходимо [12] коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху який дорівнює
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Кроз, цеху = 1,07 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху =1,07 ⋅573 = 613 кВт.
Оскільки величина ефективної кількості електроприймачів становить,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається відповідно до співвідношення (2.9) [8], тобто являє собою число
з підсумкового рядка графи 9.
Qроз цеху =1⋅392,8 = 392,8 квар.
Повну розрахункова потужність Sр силових приймачів напругою до
1 кВ по цеху визначається виразом (2.10)
S = 6132
роз + 392,82 = 728,12 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження електроприймачів (ЕП) однофазного струму
мають бути рівномірно розподілені між фазами [8, 12].
Однофазні ЕП, які підключені на фазні та лінійні напруги та
розподілені по фазах з нерівномірністю, що не перевищує 15 % по
відношенню до сумарної потужності трифазних і однофазних
електроприймачів у групі, враховуються в розрахунках як трифазні ЕП з тією
самою сумарною потужністю [8, 12]. Якщо ж нерівномірність перевищує 15
%, то умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- Термофен – 3 шт;
- Флетюр – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- Термофен: напруга фазна Uф = 230В; рф,0 =1,4 кВт ; cosϕ = 0,8 ;
К′в,a0 = 0,45;
- Флетюр: напруга лінійна UЛ = 380В ; рЛ =1,8 кВт ; cosϕ = 0,8 ;
Кв = 0,5 .
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру = 3 ⋅PΣ(ф) ; Ру = 3 ⋅1,4 + 3 ⋅1,8 = 9,6 кВт .
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу = 9,6 ⋅0,53 = 5,24 квар .
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 ⋅9,6 = 8,26 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином
[8]:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Qроз у =1,1⋅∑0,755 ⋅9,6 ⋅0,53 =4,2 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]
S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у ,
( 3 )2 ( 3 )2
Sроз у = 8,26 ⋅10 + 4,2 ⋅10 = 9,2 кВ ⋅А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням [13, 21].
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності [13, 21].
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Еф к
Р =Р з.ф
п.о.ф п.о.табл ⋅ ⋅ ⋅к ,
100 к р
з.табл
використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [13, 21] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням [13, 21]:
Pmax оc = ω⋅Рп.о.ф ⋅S , (2.14)
де S, – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0 , (2.15)
де tgϕ0 – відповідно cosϕ0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[13, 21], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Р 14,5 200 1,7
п.о.ф = ⋅ ⋅ ⋅0,3 = 9,7 Вт/м2,
100 1,5
Pmax оc = 0,95 ⋅9,7 ⋅3564 = 33100Вт,
Qроз, ос =33,1⋅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 [2, 8]
Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху = 613,1+ 33,1= 646,2 кВт ,
Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху = 392,8+ 6,6 = 399,4 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП,цеху = Ксм ⋅ (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) , (2.16)
S ТП = 0,95 ⋅ 646,22 + 399,42 = 721,7 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
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 [2, 8].
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у = 9,2 кВА, у таблицю 2.2 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 [2, 8].
Приблизну потужність Sпр підприємства (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою [2, 8]
N 2 2
N
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∑Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП =1,0 ⋅ 5122,32 + 3206,12 = 6042,9 кВ ⋅А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 6042,9 кВ ⋅А (таблиця 2.2).
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
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, 8, 9].
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами [2, 8, 12]
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр n . (2.19)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.3.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 884045
ЦЕН підпр = =186,2 м ,
5122,3
Y = 1026832
ЦЕН підпр =181,7 м .
5122,3
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Цехові трансформаторні підстанції (ТП) з метою економії металу та
електроенергії рекомендується розташовувати в умовному центрі
електричних навантажень (ЦЕН) [2, 8].
Встановлення трансформаторних підстанцій у зазначених центрах
дозволяє [2, 8]:
а) наблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарні зведені річні
витрати.
У багатопрогонових цехах великої ширини ТП розміщуються
переважно біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях
таким чином, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо
відстань між колонами є недостатньою для розміщення підстанції між ними,
допускається її розташування на площі цеху за умови, що одна з колон
знаходиться в межах периметра розміщення підстанції [2, 8, 11].
ТП розташовують за межами цеху лише у випадках, коли їхнє
встановлення безпосередньо в приміщенні цеху є неможливим. Для цього
використовують, як правило, прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції
виносяться за їхні межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існує
кілька методів.
Розрахунок координат ЦЕН для реактивного навантаження цеху має
сенс лише в тому випадку, коли компенсація реактивної потужності
здійснюється в місцях концентрації таких споживачів, або коли в цеху
встановлено високовольтні двигуни, що є джерелами реактивної потужності.
Оскільки компенсацію реактивної потужності в даному проєкті буде
виконано безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН для реактивного
навантаження цеху не розраховуються [9].
Розрахункові координати ЦЕН (на рисунку 1.1) становлять:
Х ЦЕН =21,5 мм ; YЦЕН = 17,5 мм.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції (ТП), керуючись такими міркуваннями.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху лише у випадках, коли їхнє розміщення на території цеху є
неможливим, або коли частина навантаження знаходиться за межами цеху
[15].
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху, є
доцільним у таких випадках [15]:
• при живленні від однієї підстанції кількох цехів;
• за наявності в цеху вибухонебезпечних виробництв;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
• при неможливості розміщення підстанцій на території цеху з
міркувань виробничого характеру.
Таким чином, нашу трансформаторну підстанцію однозначно
розміщуємо безпосередньо в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожежної безпеки, а також не
створювати перешкод для виробничого процесу.
З урахуванням наведених вище вимог, наявності транспортного проїзду
поблизу розрахованого центру електричних навантажень (ЦЕН),
функціонування трьох тельферів, а також необхідності зміщення ТП у бік
найбільш потужних електроприймачів (широкоуніверсальний фрезерний
верстат), обираємо місця встановлення комплектних трансформаторних
підстанцій (КТП) у кутку, поблизу розрахованого ЦЕН та найбільш
потужних споживачів (рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції (ГПП) також з метою економії
електроенергії та металу рекомендується розташовувати поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства. Однак для встановлення ГПП
в такому місці часто існують обмеження, що накладаються технологічними
особливостями виробництва, умовами генерального плану та іншими
факторами [8, 11].
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території
об'єкта отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії
безпосередньо в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. В останньому випадку в якості приймачів електроенергії
розглядаються самі цехи [8, 11].
Геометричне зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає у відображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Цей спосіб полягає в наступному. В якості
центра кола обирають центр електричного навантаження відповідного
приймача електроенергії, а радіус кола пов'язують з його розрахунковою
потужністю. Значення радіуса знаходять з умови рівності розрахункової
потужності приймача (у певному масштабі) площі побудованого кола [2, 8,
11]:
P = π ⋅ r2
роз і ⋅m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
m – масштаб.
Кожне побудоване коло може бути розділене на сектори, площі яких
відповідають, відповідно, силовому та освітлювальному навантаженням. У
такому випадку картограма дає уявлення не лише про величини навантажень,
але й про їхню структуру [2, 8, 11].
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішуються також завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних навантажень, іншу — для реактивних.
Побудова картограм реактивних навантажень виконується аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються безпосередньо в місцях споживання
реактивної потужності, а також від синхронних компенсаторів та синхронних
електродвигунів. У зв'язку з цим, в загальному випадку, для визначення
оптимальних умов та місць встановлення джерел реактивної потужності
необхідно знаходити окремо центри споживання реактивної потужності
підприємства [2, 8, 11].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням [2, 8, 11].
360 ⋅P
α = роз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
αоc.н =
роз ос. цеху . (2.23)
Р0,4 цеху
Виконуємо розрахунок зазначених параметрів картограми електричних
навантажень на прикладі обраного цеху [2, 8, 11].
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.4
Таблиця 2.4 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m , α r ,
кВт кВт кВт кВт/мм2 с.н αоc.н
мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Насосна станція.
Випарна станція. Цех
переробки відходів 711,8 29,4 741,2 0,16 346 14 38,4
виробництва
Цех картопляних чіпсів 613,1 33,1 646,2 0,16 342 18 35,9
Цех упаковки і тари 211,2 25,8 237 0,16 321 39 21,7
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Продовж. табл. 2.4
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех кукурудзяних
паличок. Гаражі.
Лабораторія. Будівля 713,3 59,8 773,1 0,16 332 28 39,2
управління
Цех кукурудзяних
пластів та
попкорну. Склади 566,9 89,2 656,1 0,16 311 49 36,1
готової продукції
Цех кукурудзяної олії.
Зернові силоси. 822,3 67,9 890,2 0,16 333 27 42,1
Картоплесховища
Ремонтний та
механічний цехи 411,4 22,4 433,8 0,16 341 19 29,4
Цех спецій та пряностей.
Парокотельний цех 702,4 42,3 744,7 0,16 340 20 38,5
Насосна станція.
Випарна станція. Цех
переробки відходів 711,8 29,4 741,2 0,16 346 14 38,4
виробництва
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування головної понижувальної підстанції
(ГПП) враховують характер розподілу навантажень по території об'єкта,
умови навколишнього середовища, наявність зон з підвищеним
забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження [7, 8, 11].
Слід ретельно обирати зону та місце розташування відкритих
підстанцій і трас повітряних ліній (ПЛ) з урахуванням троянди вітрів та
переважаючого напрямку вітрових потоків [7, 8].
Однією з умов раціонального розташування підстанцій є вимога
їхнього знаходження поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН), що
дозволяє скоротити протяжність, а отже, вартість та втрати в живильних і
розподільчих мережах.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
(ТП) потрібно зазначити, якою мірою враховуються, зокрема, вимоги щодо
зворотних потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно
розрахованого ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають чинні
нормативи [7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, такі вимоги [7, 8]:
а) максимальне наближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімально можливого рівня зворотних потоків енергії
до джерела живлення;
в) бажане розташування трансформаторів на відкритому повітрі;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
г) цехові підстанції повинні займати якомога меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод для виробничого процесу;
е) дотримання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху лише у випадках, коли їхнє розміщення на території цеху є
неможливим, або коли частина навантаження знаходиться за межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху, є
доцільним у таких випадках [7]:
• живлення кількох цехів від однієї підстанції;
• наявність у цеху вибухонебезпечних виробництв;
• неможливість розміщення підстанцій на території цеху з міркувань
виробничого характеру.
Таким чином, нашу трансформаторну підстанцію однозначно
розміщуємо безпосередньо в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожежної безпеки, а також не
створювати перешкод для виробничого процесу [7, 8].
З урахуванням наведених вище вимог, наявності транспортного проїзду
поблизу розрахованого центру електричних навантажень (ЦЕН), а також
необхідності зміщення ТП у бік найбільш потужних електроприймачів,
обираємо місця встановлення комплектних трансформаторних підстанцій
(КТП) поблизу розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(аркуш 5 графічної частини) [8, 11].
Обираємо місце розташування відкритої підстанції та трас повітряних
ліній з урахуванням троянди вітрів та переважаючого напрямку вітрових
потоків (аркуш 3 графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання відображає зв'язок між джерелом живлення
та споживачами електричної енергії підприємства [9].
Для підприємств з електричним навантаженням у десятки мегават
приймальними пунктами можуть слугувати головні понижувальні підстанції
(ГПП) або підстанції глибокого вводу (ПГВ) [22]. Для великих енергоємних
підприємств з електричним навантаженням близько 100–150 МВт і вище, в
якості приймальних пунктів можуть використовуватися вузлові розподільчі
підстанції (ВРП) з первинною напругою 220–500 кВ [18].
Живлення ГПП, ПГВ та ВРП від мереж енергосистеми має
виконуватися не менше ніж за двома лініями, приєднаними 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
залишилося в роботі, має забезпечити живлення всіх електроприймачів І та ІІ
категорій, необхідних для функціонування основних виробництв [15].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатами всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величини, характеру та
особливостей навантаження підприємства, необхідної надійності
електропостачання, місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається
з розгляду можливості застосування різних схем із числа діючих типових
[18], починаючи від найпростіших «блочних» до більш складних
«спрощених» схем та схем «містків». Остаточний вибір проводиться на
основі техніко-економічного аналізу порівнюваних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, насамперед вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування в
технологічній частині проєкту, а також вимоги електробезпеки [3].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцерозташування має визначатися значеннями та характером навантажень
та їхнім розміщенням на генеральному плані підприємства. При цьому слід
також враховувати архітектурно-будівельні та експлуатаційні вимоги,
розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього середовища, а
також вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [7, 15].
Схеми електричних з'єднань підстанцій та розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи із загальної схеми електропостачання
підприємства та задовольняти такі вимоги [8, 11]:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральних зв'язках у нормальному та
післяаварійному режимах;
– враховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– передбачати широке застосування елементів автоматизації та вимог
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних та експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати або знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства слід враховувати потребу в електричній енергії сторонніх
споживачів, розташованих поблизу [13, 15].
В об'єктах електропостачання необхідно, як правило, застосовувати
комплектне великоблочне електротехнічне обладнання. Схемні та
конструктивні рішення мають бути максимально уніфікованими.
Як приклад, на рисунках нижче наведено схему розподільчого
пристрою вищої напруги (РУ ВН) «місток з вимикачами в колах ліній»
(рисунок 3.1) та схему РУ ВН «місток з вимикачами в колах трансформаторів
і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів» (рисунок 3.2) [18].
Також, для прикладу, якщо в одній із зазначених схем РУ ВН
встановлено розрядники, то в іншій – обмежувачі перенапруг, що й
рекомендується при проєктуванні підстанцій, які споруджуються [19].
Для використання на головній понижувальній підстанції (ГПП)
обираємо схему розподільчого пристрою вищої напруги (рис. 3.1) «місток з
вимикачами в колах ліній» як таку, що найбільше відповідає
характеристикам нашого підприємства.
Розподільчий пристрій (РУ) напругою 10 (6) кВ виконується закритого
типу, має в більшості випадків одинарну секційну систему шин (при
використанні двообмоткових трансформаторів з розщепленою вторинною
обмоткою може мати подвійну секційну систему шин) і складається з
комплектних розподільчих установок (КРУ) [19].
До складу РУ входять: ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин; трансформатор власних потреб; шиноз'єднувальне КРУ; КРУ для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів); вимірювальні
трансформатори. Передбачається встановлення розрядників на стороні 10 (6)
кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведено на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній” [8]
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів [8]
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ [8]: а) – з однією секціонованою системою
шин; б) – з двома секціонованованими система шин
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення головної понижувальної підстанції (ГПП) з напругою 35,
110 або 220 кВ у більшості випадків використовуються повітряні лінії (ПЛ).
Кабельні лінії застосовують за умов забрудненої атмосфери та в інших
випадках, передбачених нормативними документами [8, 11].
Визначаються основні вимоги до ліній електропередачі, яким вони
повинні відповідати згідно з чинними нормативами, щодо гранично
допустимого нагрівання з урахуванням не лише нормальних, але й
післяаварійних режимів, а також режимів у період ремонту та можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями. Переріз, що відповідає
таким вимогам, визначається згідно з Правилами улаштування
електроустановок (ПУЕ) [15].
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідній напрузі – також за умовами утворення корони.
Крім того, перерізи провідників, за необхідності, мають бути перевірені на
мінімальний переріз з умов механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз
живильних ліній (у даному випадку – повітряних ліній). Вихідними даними
для цього слугують номінальна напруга розподільчого пристрою вищої
напруги (РУ ВН) та приблизна потужність на стороні вищої напруги ГПП [8,
11]. Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої враховано
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП [8]
N 2
N 2
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT , (3.1)
i i
де ∆PT і∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу [8]
S
І ВН ГПП
роз ПЛ = ⋅Кзав.Л , (3.2)
3 ⋅ Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, значення якого визначається
схемою розподільчого пристрою нижчої напруги (РУНН), організацією
роботи головної понижувальної підстанції (ГПП) в нормальному,
післяаварійному та ремонтному режимах, а також з урахуванням
забезпечення необхідного рівня надійності та безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряються на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм у
післяаварійному режимі, на мінімальний переріз з умов механічної міцності,
а також на мінімальний переріз за умовою утворення корони відповідно до
наведених нижче виразів та умов [8]:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Іроз ПЛ ≤ к ⋅ Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
- на допустимий струм у післяаварійному режимі (тобто при режимі,
який виникає внаслідок відключення однієї з ліній живлення);
2 ⋅ Іроз ПЛ ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
– на мінімальний переріз з умов механічної міцності: відповідно до
місця розташування підприємства визначається товщина стінки ожеледі, за
якою встановлюється мінімальна площа поперечного перерізу провідника;;
– на мінімальний переріз за умовою утворення корони: згідно з
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Правилами улаштування електроустановок (ПУЕ), залежно від величини
напруги [15].
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом [8, 11]
∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП ,
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об'єкта (в кВА), яка була
визначена нами за відповідною формулою (2.17) [8].
Таким чином
ΔРТ = 0,02 ⋅6042,9 =120,86 кВт ;
∆QT = 0,1⋅6042,9 = 604,3 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП =1,0 ⋅ (5122,3+120,86)2 + (3206,1+ 604,3)2 = 6281,6 кВ ⋅А .
У нашому випадку
І 6481,5
роз ПЛ = = 34,1 А .
3 ⋅110
Переріз лінії живлення визначається за фомулою [8]
І
Fек =
роз ПЛ ,
jек
де jек – нормоване (нормативне) значення економічної густини струму jек =
1,4 А/мм2.
F = 34,1 2
ек =24,4 мм .
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою утворення корони мінімальний допустимий переріз провідників
повітряної лінії напругою 110 кВ становить 70 мм2. Отже, на основі
виконаних розрахунків обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для
якого Ідоп.Т(АС70) = 260 А [16].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Обраний переріз живильної лінії підлягає перевірці за наступними
параметрами:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1);
34,1 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 ⋅34,1 А = 68,2 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ;
- на мінімальний переріз з умов механічної міцності: залежно від
місця розташування підприємства визначається товщина стінки
ожеледі, на основі якої згідно з джерелом [8] встановлюється
мінімальна допустима площа поперечного перерізу провідника;
- на мінімальний переріз за умовою утворення корони: мінімальний
допустимий переріз провідника для повітряної лінії напругою 110
кВ за умовою корони становить 70 мм² [8].
Отже, на основі виконаних розрахунків остаточно обираємо для
повітряної лінії провід марки АС-70 [16].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
Залежно від параметрів ліній електропередачі (повітряних або
кабельних ліній), якими передається електрична енергія від енергосистеми до
головної понижувальної підстанції (ГПП) підприємства, втрати напруги
мають суттєво різну величину [8, 12].
Відзначимо характерні особливості повітряних ліній різних класів
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір (Х)
перевищує активний опір (R), а саме: X > R , причому для ліній
електропередачі напругою 220 кВ і вище є справедливим наступне
співвідношення: X R [8, 12].
Отже, за значної протяжності таких ліній або при роботі мереж, що
містять зазначені елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних,
величини кутів зсуву δ стають значними, як правило, приблизьно 15− 25 ,
причому зі зростанням δ до 35− 55 при збільшеній протяжності ліній
електропередачі (ЛЕП) або при передаванні потужностей, близьких до
нормативних за умовами статичної стійкості. У цих випадках урахування
поперечної складової δU// вносить корективи в розрахунки напруги, які
суттєво перевищують похибки інформації про параметри мережі. У зв'язку з
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
цим аналіз електричних режимів має виконуватися з обов'язковим
урахуванням поперечної складової падіння напруги [8, 12].
Для відтинку напругою 110 кВ і менше X ≤ R , кут δ невеликий (менше
2 − 3 ).
Взаємозв'язок між напругою на початку ділянки лінії (тобто напругою
джерела живлення) та напругою в її кінці (напругою на розподільчому
пристрої вищої напруги головної понижувальної підстанції) визначається
шляхом виконання традиційних розрахунків із застосуванням схеми
заміщення, наведеної на рисунку 3.4 [8, 12]:
Рисунок 3.4 – Схема заміщення ділянки мережі
На рис. 3.4 S1, S2 – повна потужність на початку та кінці ділянки; Rн ,
Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії ∆U/
ф
дорівнює[2, 8]:
∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії δU//
ф [2, 8]
δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [2]:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = ,
= Uф2 + (IaR + IpX) + j(I jδ
aX − IpR) = Uф1 ⋅e
де модуль U1ф цієї напруги :
Uф1 = (Uф2 + ∆U′ф)2 + (δU′ф′ )2 (3.5)
та його фаза δ :
δU′
δ = arctg ф′ .
Uф2 + ∆U′ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .
«Втрата напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі [2]:
∆Uф = Uф1 − Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням [2]
∆Uф = (∆U′ )2
ф + (δU′ 2
ф′ ) . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид [2]:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма струму і напруги фази ділянки
електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
∆U′′ = 3 ⋅ ∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги ∆U /
1дорівнює його поздовжній складовій ∆U .
Тоді втрата напруги ∆U приблизно визначається по формулі
∆U ∆U′ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
a p ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки [2].
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом [2]
П = П0 ⋅L ,
де Π{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 [2], Ом/км
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ +Х/ / ,
r 0 0
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули [2]
D = 3
cp D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Фази повітряної лінії можуть бути розташовані горизонтально або по
вершинах трикутника; фазні шини струмопроводів можуть знаходитися в
горизонтальній або вертикальній площині, а жили трижильного кабелю — по
вершинах рівностороннього трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати
однакову розмірність) [2, 8].
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити за сумарною площею поперечного перерізу
струмопровідної та сталевої частин проводу (Fcт ), збільшивши його з
урахуванням скручування на 15 – 20 % [8, 12], тобто
rпр = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт .
π
Питомий активний опір лінії (на одиницю довжини) визначається за
формулою [8, 12], Ом/км
R ρ
0 = ,
F
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км [8, 12].
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення [8, 12]:
Ia =
Pі ; I = Qі
p (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
Проєктна потужність підприємства:
Pi = 5122,3 кВт; Qі = 3206,1 квар.
R0 = 0,35 Ом/км, X0 =0,32 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R = R0 ⋅L , R = 0,35 ⋅50=17,5 Ом,
X = X0 ⋅L , X = 0,32 ⋅50=16,1 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
I 5122,3 ⋅103
a = = 26,9 A ;
3 ⋅110 ⋅103
I 3206,1⋅103
p = =16,8 A .
3 ⋅110 ⋅103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
∆U′ф = 26,9 ⋅17,5+16,8 ⋅16,1= 741,23 В;
δU′′ = 26,9 ⋅17,5−16,8 ⋅16,1= 200,3 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 = (110 + 0,741)2 ⋅106 + (0,2)2 ⋅106 =110,7 кВ.
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)
∆U = (0,741)2 ⋅106
ф + (0,2)2 ⋅106 = 767,5 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
∆Uф =110,7 ⋅103 −110,0 ⋅103 = 700 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктної потужності Pi = 5122,3 кВт; Qі = 3206,1 квар. складає
∆U
∆U(%) = ф
%.
∆Uном
U(%) 0,7 ⋅103
∆ = 3 ⋅100 = 0,63% .
110 ⋅10
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори головної понижувальної підстанції (ГПП) повинні
забезпечувати надійне електропостачання в нормальному, аварійному та
післяаварійному режимах [9, 15].
У якості розрахункової потужності приймається максимальна
потужність з урахуванням втрат у трансформаторах. Активна та реактивна
складові втрат у трансформаторі визначаються відповідно до виразу [8, 9]:
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;
∆QТ = 0,1⋅Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об'єкта (у кВА), яка визначається
на шостому ступені розрахунку.
Отже, сумарне навантаження об'єкта визначається виразом (2.17), в
якому враховано втрати потужності в трансформаторах [2, 8]:
2 2
n n
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ + ∑Q + ∆QТ = SВН ГПП .
i=1 i=1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [2, 8]
S
S np(6 ст.)
Т пр = . (4.1)
2 ⋅0,7
На основі отриманого значення потужності обирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між значеннями
потужностей SТ пр і Sном Т незначна (±10 %) , то для подальшого розгляду
приймається один варіант. В іншому випадку розглядаються варіанти як з
більшою, так і з меншою стандартною номінальною потужністю
трансформатора відносно SТ пр [2, 8].
Для перевірки здатності трансформатора витримувати перевантаження
в післяаварійному режимі (при аварійному відключенні одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження відповідає Sпp(6 ст.)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
об'єкта, відповідно до чого встановлюється масштаб по осі навантажень
(рисунок 4.1).
S кВА7000
Sмакс
6500
6482
6000 Sн.тр
5500 5833
5000 5185
4500
4663
4537
4000
3500 3889 3889
3000 3241
2500
2593 2593 2593
2000
1944 1944
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора розраховується
за формулою [2, 8]
n
∑(S2
i ⋅ ∆t
1 i )
К1 =
i=1
n ,
Sном Т ∑∆ti
i=1
((2,59 ⋅1) + (1,94 ⋅1) + (1,94 ⋅ 2) + (2,59 ⋅1) + (4,66 ⋅1) +
1 + (4,53 ⋅ 3) + (3,88 ⋅ 3) + (3,88 ⋅ 3) + (3,24 ⋅1) + (2,59 ⋅1))
К1 = = 0,59 (МВА) .
6,3 (1+1+ 2 +1+1+ 3 + 3 + 3 +1+1)
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.;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою [2, 8]
m
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К / 1
= i=1
2 ,
S m
ном Т ∑∆ti
i=1
К ` 6,3 ((5,83 ⋅ 2) + (5,18 ⋅ 2) + (6,48 ⋅ 3))
2 = = 0,39 (МВА).
(2 + 2 + 3)
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом [2, 8]
К / / 0,9 ⋅S
= np(6 ст.)
2 .
Sном Т
К `` 0,9 ⋅ 6481,5
2 = = 0,93 .
6300
Відповідно до даного типу трансформатора, при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнті початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Експлуатація трансформатора з систематичним
перевантаженням вважається допустимою за умови виконання наступної
нерівності К2 доп ≥ К2 [2, 8].
На підставі виконаних розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора та наводяться його основні параметри.
У післяаварійному режимі (при відключенні одного з двох
трансформаторів) для забезпечення надійного електропостачання всіх або
значної частини споживачів підстанції передбачається живлення від
трансформатора, що залишився в роботі, в межах його допустимого
перевантаження [2, 8].
Отже, якщо на головній понижувальній підстанції (ГПП) встановлено
два трансформатори, то їхня номінальна потужність Sном.т кожного з них має
відповідати двом умовам.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
По-перше, номінальна потужність одного з трансформаторів не
повинна бути меншою за половину розрахункового повного навантаження
Snp(6 ст.) , оскільки у разі аварійного відключення одного з трансформаторів та
автоматичного ввімкнення секційного вимикача на розподільчому пристрої
нижчої напруги (РУ НН), інший трансформатор приймає на себе повне
навантаження підстанції. Зазначену умову можна записати наступним чином
[2, 8]:
S
S np(6 ст.)
номТ ≥ .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S ≥ np(6 ст.).а
номТ ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження в післяаварійному режимі
для даного конкретного підприємства з урахуванням можливого
обмеження навантаження в цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, що визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури навколишнього
повітря та величини попереднього навантаження. У загальному випадку
слід користуватися нормативною документацією та експлуатаційною
документацією на конкретний трансформатор. Для оцінки
навантажувальної здатності виконуються розрахунки з використанням
відповідних комп'ютерних програм.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів головної
понижувальної підстанції (ГПП) попередньо визначається відповідно до
виразу (4.1):
Отже
S 6481,5
Т пр = = 4629,7 кВ ⋅А .
2 ⋅0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН 6300/110 із номінальними
параметрами: Sном Т =6,3 МВ ⋅А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11кВ [8].
Для перевірки здатності трансформатора витримувати перевантаження в
післяаварійному режимі (при аварійному відключенні одного з двох
трансформаторів) використовується впорядкований типовий графік
навантаження [8], у якому максимальне навантаження відповідає Sроз
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
об'єкта, відповідно до чого встановлюється масштаб по осі навантажень
(рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової трансформаторної підстанції (ТП)
визначається, головним чином, вимогами до надійності живлення споживачів
[2, 8, 11].
Вибір кількості трансформаторів цехової підстанції здійснюється з
урахуванням необхідності забезпечення відповідного ступеня надійності
електропостачання споживачів.
Вибір числа та економічно доцільної потужності цехових
трансформаторів виконується одночасно з вибором низьковольтних батарей
конденсаторів (НБК) у наступній послідовності [2, 8].
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.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [2, 8].
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
QHKсум = QHK1 +QHK2. (4.2)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
N Pmax
min = + ∆N,
кзаван ⋅Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
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.
N 646,2
min = + 0,32 = 2.
0,75 ⋅1260
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin + m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2,
8] у функції Nmin і ∆N .
Nе =1 + 0 = 1,
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, 8]
( 2
Q 2
max T = Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T ) − Рmax .
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = .
Ne ⋅Sном T
к 721,7
заван.ф = = 0,57 .
2 ⋅630
У такому разі
Q = (2 ⋅0,57 ⋅630)2
max.T - 646,22 = 321,3 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе [2, 8]:
QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T ,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
де Qmax0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 399,4 - 321,3 = 78,1квар .
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 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т ,
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [2, 8].
Q _ _
HK2 = 399,4 78,1 (0,18 ⋅2 ⋅630) = 94,5квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHKсум = 78,1+ 94,5 =172,6 квар.
За результатами розрахунків обираємо дві ККУ марки OPTIM 5 P&P-
80-440 потужністю 80 квар і напругою живлення 0,4 кВ [2, 8].
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною складовою завдання
з електропостачання підприємства. Вона одночасно з поліпшенням якості
електричної енергії в мережах промислових підприємств є одним з основних
способів зменшення втрат електроенергії.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Вибір потужності засобів компенсації виконується відповідно до [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальне значення реактивної потужності об'єкта Qmах та
вхідна реактивна потужність Qек , що узгоджена з енергопостачальною
організацією на межі балансової належності.
Найбільша реактивна потужність Qвк на шинах розподільчого
пристрою напругою 10 кВ підстанції, яка має бути скомпенсована за
допомогою високовольтних батарей статичних конденсаторів, визначається
відповідно до виразу [2, 8].
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qтр - Qек - ∑Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, який враховує незбігання в часі максимуму
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення цього коефіцієнт 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).
Відповідно до отриманого значення, на основі довідкових даних
приймаються до встановлення високовольтні конденсаторні установки,
потужність кожної з яких дорівнює розрахунковому значенню, поділеному
на кількість секцій шин підстанції, що проєктується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 251,1квар.
Qвк = 0,92 ⋅3206,1+ 604,3−173,9 −1580 ≈1800 квар .
Відповідно до отриманого розрахункового значення приймаємо до
встановлення високовольтні конденсаторні установки, потужність кожної з
яких дорівнює розрахунковій потужності, поділеній на кількість секцій шин
підстанції, а саме: дві конденсаторні установки марки УКЛ 57М-10,5 - 900 У3
[2].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
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 порівнюваних варіантів за
критерієм мінімуму приведених витрат з урахуванням трудовитрат при
виконанні електромонтажних робіт [17].
Нами було враховано такі фактори:
– надійність і зручність експлуатації (ремонтопридатність, можливість
додаткової прокладки ліній);
– ступінь забруднення повітря та ґрунту;
– щільність забудови промислового майданчика, рівень ґрунтових вод;
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій;
– вимоги пожежної безпеки;
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електричної енергії виконується за
магістральними, радіальними або змішаними схемами [2, 8]. Вибір схеми
визначається категорією надійності електропостачання споживачів, їхнім
територіальним розташуванням та особливостями режимів роботи.
Радіальні схеми. Одноступеневі радіальні схеми застосовуються на
невеликих та середніх за потужністю підприємствах, розташованих у різних
напрямках від головної понижувальної підстанції (ГПП) [2, 8]. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування всієї системи електропостачання
— від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [2, 8].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А отримують живлення по одиночних радіальних лініях без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і за умовами
прокладки ліній можливий їхній швидкий ремонт. Якщо відокремлені
підстанції мають споживачів ІІ категорії, їхнє живлення повинно
здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі
[15].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має кілька переваг
порівняно з магістральною: високу надійність, простоту в експлуатації та
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: низька економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність у додаткових площах для
розміщення силових розподільчих пунктів (РП); обмежена гнучкість мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
при переміщенні технологічних механізмів, пов'язаному зі зміною
технологічного процесу.
Магістральні схеми. Магістральні схеми з розподільчими
шинопроводами застосовуються при живленні споживачів, які виконують
одну технологічну функцію, або при рівномірному розміщенні споживачів по
площі цеху. У таких схемах в якості живильних провідників використовують
шинопроводи, кабелі та проводи [2, 8].
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ обирається за економічною
густиною струму з подальшою перевіркою за такими умовами: нагрівання
тривалим розрахунковим струмом у нормальному та післяаварійному
режимах, допустима втрата напруги, а також термічна стійкість до струмів
короткого замикання [1].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових
трансформаторних підстанцій (ТП) за розрахункову потужність кожного
трансформатора приймається 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 [2]
Рmax 10= Рроз 0,4+ ∆РТ = Рроз 0,4+ 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ ∆QТ = Qроз 0,4+ 0,1⋅Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням [2]
S Лi = ( 2 2
Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рроз 0,4 Qроз 0,4 S , Р
ТП ном Т max 10 , Qmax 10 , S Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 741,2 425,8 630 753,8 488,8 898,4
ТП-2 2 646,2 399,4 630 658,8 462,4 804,9
ТП-3 1 237 136,6 400 245 176,6 302
ТП-4 1 773,1 517,3 1000 793,1 617,3 1005
ТП-5 2 656,1 372,6 530 666,7 425,6 790,9
ТП-6 2 890,2 522 1000 910,2 622 1102,4
ТП-7 1 433,8 307 630 446,4 370 579,8
ТП-8 2 744,7 525,4 630 757,3 588,4 959
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як [2]
S
I Лі
роз, Лі = .
3 ⋅Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
I 804,9
роз Л ( ГПП - ТП 2 ) = = 46,5 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.
I
F = роз, Лі 46,5
ек = = 33,2 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 25 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×25),
Іном каб = 90 А [16].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Кількість т-рів
шт
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [2]
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.
46,5 ≤ 90 ⋅1,05 ⋅0,9 = 85,1 А
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом [2]
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25 .
Для нашого випадку
2 ⋅46,5 ≤ 90 ⋅1,04 ⋅0,87 ⋅1,25 =101,7 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом [2]:
ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,
ΔU = 3 ⋅46,5 ⋅0,13 ⋅ (1,64 ⋅0,77 + 0,062 ⋅0,63) =12,82 В.
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU = 12,82 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Прий
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , нята Марка кабелю
кабелю м кВА А мм2 А F ,
мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП-ТП1 160 898,4 51,9 37,1 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 130 804,9 46,5 33,2 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП3 120 302 17,5 12,5 75 35 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 120 1005 58,1 41,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 80 790,9 45,7 32,6 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 160 1102,4 63,7 45,5 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 130 579,8 33,5 23,9 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 290 959 55,4 39,6 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 115 35 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахункова схема СЕП може бути безпосередньо використана для
обчислення струмів короткого замикання (КЗ) аналітичними методами. При
цьому приймається, що коротке замикання є симетричним, а перехідний
процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюється перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого полягає в заміні
окремих елементів системи електричними еквівалентами, з'єднаними у тій
самій послідовності.
Розрахунок виконується згідно з Державним стандартом [5, 6].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи системи
електропостачання є виникнення короткого замикання в мережі або в
елементах електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або
неправильних дій обслуговуючого персоналу.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання (КЗ) є:
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції, а також конкретні параметри
елементів схеми заміщення.
Для розрахункової схеми, наведеної на рисунку 6.1, складаємо
відповідну схему заміщення, виходячи з розрахункових умов та враховуючи
припущення, прийняті у стандарті [5, 6].
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 50 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
[1].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ ⋅А;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = 115 .
Uном Н 11
Як основний ступінь напруги довільно приймаємо перший ступінь
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде таким:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
2
U2 (110 103
⋅
Х = C
С ( )
n)2 = ⋅ (1)2 = 7,6 Ом ;
SКЗ 1600 ⋅106
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
ХПЛ = lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ (n)
2 = 50 ⋅0,4 ⋅ (1)2 = 20 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
2 3 2 2
Х = U U
КЗ ⋅ ном. Н (11⋅10 )
Т (n)2 10,5 115
= ⋅ = 220,4 Ом ;
100 S 100 6,3 ⋅106 11
ном Т
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
Х = х 2 115 2
2 каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n =0,099 ⋅0,13 ⋅ =1,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
Х5 = х 2
каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n =0,099 ⋅0,08 115
⋅
11 = 0,76 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7
2
Х7 = х 2 115
каб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 0,099 ⋅0,13 ⋅ =1,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
R 2 = r L n2 = 1,24 0,13 115
каб. пит ⋅ КЛ 2 ⋅ ⋅ ⋅ =17,62 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
R5 = rкаб. пит ⋅L
2
КЛ 5 ⋅n = 1,24 ⋅0,08 115
⋅
= 9,5 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
R = r L n2 = 1,24 0,13 115 2
7 каб. пит ⋅ КЛ 7 ⋅ ⋅ ⋅ =17,62 Ом .
11
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці, як правило, визначають не повний струм короткого
замикання (КЗ), а лише його окремі складові. Наприклад, основною
розрахунковою величиною під час вибору параметрів пристроїв релейного
захисту та системної автоматики є початкове значення періодичної складової
струму КЗ. При виборі провідників та апаратів необхідно знати початкове
значення періодичної складової струму КЗ, ударний струм, значення
періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту часу тощо [23].
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
виконуємо розрахунок початкового значення періодичної складової струму
КЗ та ударного струму.
Струм короткого замикання визначається відповідно до закону Ома,
який для зведених (приведених) величин I, U, z буде мате вид:
I = U
КЗ ,
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
U = Uc 110 ⋅103
⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm = = 63510 В .
3 3
Слід зазначити, що обчислені значення струму короткого замикання
будуть натуральними (дійсними) лише для основного ступеня напруги
(першого ступеня). Для другого ступеня напруги системи електропостачання
(СЕП) натуральні значення струму та напруги визначаються шляхом
перерахунку за відповідними коефіцієнтами трансформації трансформаторів,
що знаходяться між шуканим та основним ступенями, згідно з виразом (6.3),
а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z∑ К1 ≡ Х∑ К1 = ХС + ХПЛ = 10,1 + 20 = 30,1Ом .
Точка короткого замикання К2:
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 10,1 + 20+ 220,4 ≈ 250,5 Ом .
Точка короткого замикання К3:
2 ( 2 2 2
Z∑ К3= Х∑ К3+ R 2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) +(R2 ) =
= (10,1 + 20+ 220,4 +1,4)2 + (17,62)2 = 252,5 Ом
Точка короткого замикання К4:
Z∑ К4 = Х2
∑ К4 +( 2
R5 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 )
2 2
+(R5 ) =
.
= (10,1 + 20+ 220,4 + 0,76)2 + (9,5)2 = 251,4 Ом
Точка короткого замикання К5:
2
Z 2
∑ К5 = Х∑ К5 +(R7 ) = ( 2 2
ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) +(R7 ) =
.
= (10,1 + 20+ 220,4 +1,6)2 + (17,64)2 = 252,7 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
I U 63510
КЗ (К1) = = = 2109,9 А .
z∑ К1 30,1
Точка короткого замикання К2:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
I = U = 63510
КЗ (К2) = 253,5 А .
z∑ К2 250,5
Точка короткого замикання К3:
I КЗ (К3) = U = 63510
= 251,5 А .
z∑ К3 252,5
Точка короткого замикання К4:
I = U = 63510
КЗ (К4) = 252,6 А .
z∑ К4 251,4
Точка короткого замикання К5:
I U 63510
КЗ (К5) = = = 251,3 А .
z∑ К5 252,7
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 = 2109,9 ⋅1 = 2109,9 А ;
– точка короткого замикання К2:
І 115
КЗ (К2) = ІКЗ (К2) ⋅n2 = 253,5 ⋅ = 2650,2 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 251,5 ⋅10,455 = 2629,4 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 252,6 ⋅10,455 = 2640,9 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 251,3 ⋅10,455 = 2627,3 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Виконаємо розрахунок ударного струму для точок короткого
замикання К1–К5. Для цього скористаємося вказівками [5, 6], згідно з якими
для мереж напругою понад 1000 В, де нехтують активним опором, ударний
коефіцієнт k у = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1) = 2 ⋅1,8 ⋅2109,9 = 5370,9 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2650,2 = 6746,3 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2629,4 = 6693,4 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2640,9 = 6722,6 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2627,3 = 6688 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ, А 2109,9 253,5 251,5 252,6 251,3
ІКЗ, А 2109,9 2650,2 2629,4 2640,9 2627,3
іy , А 5370,9 6746,3 6693,4 6722,6 6688
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання виконуємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми, наведеної на рисунку 6.3, яка
містить точку А однофазного короткого замикання, складаємо відповідну
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
схему заміщення (рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та
припущеннями, зазначеними в джерелах [1, 5, 6].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
6
І Sб 100 ⋅10
б = = ≈ 525 А .
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅103
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1) = 3 ⋅ І(1)
КЗ КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
E
І(n) = А Σ
КЗ1 (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
І(1) Е*
КЗ1 = ⋅ Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
Величина Е = UC
* =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид
І(1)
КЗ1 = Іб . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [23]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n ⋅Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 ⋅Х*1, ПЛ (6.15)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ [1]:
І(1) = 3
КЗ ⋅ І . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х б
*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [1] і для
нашого випадку:
Х = Х = Х = UКЗ
* 0 Т *1 Т * Т = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(1) 3
КЗ, С = ⋅ І .
Х*1 С + Х* 2 С + Х б
* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[1]:
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k ≈1,2 . Тоді
(1) (3)
І(1) S k ⋅S
= КЗ = КЗ
КЗ С .
3 ⋅UС 3 ⋅UС
Отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Х* 0 С = 3 Іб ⋅ 3 ⋅UС - 2Х = 3
⋅
k S(3) * С ⋅X* C - 2X* C ,
⋅ КЗ k
тобто
Х* 0 С = Х 3
* С - 2
k .
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
(Х
Х = Х * 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т
* 0 Σ * 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Х*1∑ = Х* 2∑ = Х* С + Х = Sб
* ПЛ + l х Sб
S ПЛ ⋅ ПЛ, пит ⋅ 2 =
КЗ Uб
100 ⋅106
50 0,4 100 ⋅106 .
= 6 + ⋅ 2 = 0,23.
1600 ⋅10 (110 ⋅103 )
Х* 0 С = Х 3
− 2 = 0,0625 3
* С − 2 = 0,03125;
k 1,2
6
Х* 0 ПЛ = 3 S 100 ⋅10
⋅Х б
* ПЛ = 3 ⋅ lПЛ ⋅ хПЛ, пит ⋅ 2 = 3 ⋅50 ⋅0,4 = 0,5
Uб ( 2
110 ⋅103 )
Х* 0 Т = Х = UКЗ, % 10,5
* Т = = 0,105
100 100
Отже
(Х
Х = * 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т (0,03125+ 0,5) ⋅0,105
* 0∑ = = 0,08 .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125+ 0,5+ 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1)
КЗ = 3
⋅ І 3
= ⋅525 = 3025,9 А
Х*1∑ + Х*2∑ + Х б
*0∑ 0,23+ 0,2105+ 0,08
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3025,9 А .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
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 приймання, перетворення, розподілу та
транзиту електричної енергії трифазного змінного струму промислової
частоти 50 Гц при номінальній напрузі 110 кВ. Вони використовуються для
електропостачання великих мережевих підстанцій, промислових і
комунальних споживачів, сільськогосподарських районів, а також великих
будівництв [15].
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішнього встановлення на висоті не
більше 1000 м над рівнем моря та експлуатації в умовах, що відповідають
виконанням УХЛ категорії розміщення I згідно з ДСТУ EN 60529:2018 та
ДСТУ 8280:2015, в атмосфері типу II відповідно до ДСТУ EN 60529:2018, з
ізоляцією високовольтних апаратів категорії II згідно з ДСТУ 3399-96, а
також у IV кліматичному районі за вітровими та ожеледними
навантаженнями відповідно до «Правил улаштування електроустановок».
Основні параметри та технічні характеристики КТПБ відповідають
значенням, наведеним у таблиці.
Склад і конструкція КТПБ
КТПБ складається з:
• відкритих розподільчих пристроїв (ВРП) з елементами ошиновки;
• кабельних конструкцій;
• загальностанційного пункту управління (ЗПУ);
• елементів гнучкої ошиновки напругою 10 (6) кВ;
• комірок трансформаторів власних потреб (ТВП);
• розподільчих установок напругою 6 (10), 35 кВ зовнішнього
встановлення.
У районах Крайньої Півночі комірки комплектних розподільчих
установок (КРУ) розміщуються виключно в закритих розподільчих
пристроях (ЗРП). Як КРУ напругою 10 (6) кВ можуть застосовуватися
комірки серії КНВ-10 та камери КСО-202, що виробляються ЗАТ «ЧЕАЗ».
Відкриті розподільчі пристрої (ВРП)
ВРП виконуються з блоків зі змонтованими на них апаратами високої
напруги та елементами ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції,
до складу ВРП напругою 110 кВ входять такі блоки:
• блок обмежувачів перенапруг (ОПН);
• блок ізоляторів (БІ);
• блок вимикача (БВ);
• блок роз'єднувача (БР);
• блок трансформаторів струму (БТС);
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
• блок трансформаторів напруги (БТН);
• блок прийому повітряних ліній (БП).
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує як портальний
прийом із застосуванням гірлянд ізоляторів та натяжних пристроїв, так і
безпортальний прийом — безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції
У КТПБ передбачено кабельні конструкції двох типів:
• наземні із залізобетонних елементів — для основних
кабельних потоків;
• підвісні з металевими лотками заводського виготовлення —
для одиночних кабелів та кабельних зв'язків у межах ВРП.
Електричні схеми
Залежно від виконання КТПБ, її призначення та кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо. Схеми допоміжних кіл
відповідають типовим рішенням та схемам, спеціально розробленим для
КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних кіл КТПБ 110 кВ
відповідає вимогам [4], згідно з якими ізоляція повинна витримувати
встановлену випробувальну напругу.
Обладнання КТПБ
Обладнання, передбачене в схемах електричних з'єднань головних кіл
елементів КТПБ, узгоджується із Замовником. Додатково обирається
наступне обладнання [4]:
• силові трансформатори;
• силові та контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
• спуски з повітряних ліній 35–110 кВ до блоків прийому;
• натяжні та підтримувальні гірлянди ізоляторів;
• труби для прокладання кабелів;
• затискачі типу АШМ;
• збірні залізобетонні елементи;
• рейки для встановлення силових трансформаторів.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, що застосовуються в електроустановках, повинні
задовольняти умовам тривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсованого режиму), а також режиму можливих коротких замикань [8, 11].
Крім того, апарати мають відповідати умовам навколишнього
середовища, виду установки (відкрита чи закрита), температурним режимам,
вологості, запиленості та іншим показникам [4].
До силової апаратури мережі живлення належать комутаційні апарати
розподільчого пристрою вищої напруги (РУВН) — вимикачі, роз'єднувачі
тощо. Вони обираються за максимальним струмом та номінальною
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
напругою, а також перевіряються на електродинамічну та термічну стійкість
до струмів короткого замикання (КЗ). Результати вибору зводяться до
таблиці 7.1 [8, 11].
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо його каталожні дані є
більшими (або дорівнюють) розрахунковим значенням.
Роз'єднувач вибирається аналогічно, однак без перевірки на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку, згідно з обраною головною схемою підстанції,
силовою апаратурою є високовольтні вимикачі та роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у порівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими величинами. Цей алгоритм реалізується
за допомогою таблиці 7.1, у якій до першої графи заносяться відповідні
розрахункові дані, до другої графи – каталожні дані [8], а третя графа містить
умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1, який має такі характеристики: допустима нижня робоча
температура навколишнього повітря – мінус 45°С, допустима швидкість
вітру – до 40 м/с, сейсмостійкість – до 9 балів, тип приводу – пружинний.
Результати вибору зводимо до таблиці 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 = 46,5 А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,7 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 2,65 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
2
= 0,254 ⋅106 В2 В ≤ І ⋅ t
⋅с I2 ⋅ t = 4800 ⋅106
T T В2 ⋅с К Т T
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 [8].
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
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 = 46,5 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,7 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
В = І2
К П ⋅ t 3 2
К = (2,6 ⋅10 ) ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
ВК ≤ І2
Т ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 ⋅с I2 ⋅ t 6 2
T T = 4800 ⋅10 В ⋅с
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [8].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним
приводом [8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S
І ВН ГПП 6481,5
роз = = = 356,81 А .
3 ⋅Uном 3 ⋅10,5
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 = 356,81 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,7 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,6 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2
К П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
2
0,372 106 В2 с I2 ⋅ t =1200 ⋅106 В2 ВК ≤ ІТ ⋅ t⋅с T
= ⋅ ⋅ T T
Для визначення розрахункового струму Іроз секційного вимикача
10 кВ використовуємо співвідношення
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
S
І ВН ГПП 0,5 ⋅6481,5
роз, с е к ц. = = =178,41 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 3 ⋅10,5
На основі номінальних значень попередньо приймаємо до вибору
вакуумний секційний вимикач типу NEO ВВ/N10 з вбудованим
електромагнітним приводом [8].
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 = 178,41 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,6 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,6 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
2 6 2 2
6 2 В
I ⋅ t =1200 ⋅10 В ⋅с К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,371⋅10 В ⋅с T T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Вимірювальні трансформатори струму, для живлення приладів,
обираються [8]:
– за номінальною напругою
Uвст ≤ Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max ≤ І1ном ,
при цьому номінальний струм має бути максимально наближеним до
робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки
призводить до зростання похибок:
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі [8].
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм [8]:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [8] 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 = 356,81 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,7 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,12 = IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
= 0,81⋅106 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT = 3969 ⋅106 В2 ⋅с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cosϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів [8]
ΣS
rприл.=
прил.
I 2 ,
2Н
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
де Sприл = 8 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк − опір контактів rк = 0,2 Ом.
r 8
прил.= 52 =0,32 Ом.
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I2
2Н (rприл + rк )
r пров =
I2 ;
2Н
r = 8 - 5 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = 1,22Ом.
5
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
lp. ⋅ρF пров.= ;
rпров.
F = 25 ⋅0,02
пров. = 0,4 мм2.
1,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 0,4 мм2 [8].
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом;
0,22 + 0,32 = 0,44 < 0,6 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається їх функціональним
призначенням. На підставі проведеного аналізу встановлюють необхідну
кількість однофазних або трифазних трансформаторів. Трансформатори
напруги обирають за номінальною напругою, класом точності, схемою
з’єднання, а також умовами експлуатації та вимогами до вимірювання і
релейного захисту [8]:
– по напругі встановлення
Uвст ≤ Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2Σ ≤ S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки трансформатора
напруги визначається для обраного класу точності. При обчисленні
потужності враховується також схема з'єднання обмоток.
Для зручності результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора напруги подаються у табличній формі (таблиця 7.6).
У мережі напругою 10 кВ попередньо приймаємо до встановлення
трансформатор напруги типу НАМИТ-10 [8]. Розрахунок навантаження
основної обмотки зазначеного трансформатора виконаємо у таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Е–365.1 0,017 1 0,56/1,6 0,017 0,025 0,029
Лічильник Альфа
А1800 0,017 2 0,66/1,18 0,033 0,038 0,049
Всього: 3 0,049 0,062 0,078
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H =120 В⋅А більше Sф (В⋅А), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Кількість
Котушок,
шт.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [8]:
I ⋅ t
Fmin = ∞ пр ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,07 + 0,06 = 0,13 с .
У такому разі
I∞ ⋅ t
F = пр = 2650 ⋅ 0,13
min = 11,2 мм .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 32 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 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконуються на напругу до
1000 В, серед яких найбільш поширеною є напруга 380 В [8, 22].
При виборі схеми та конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовується врахування наступних факторів:
– вимоги до надійності електропостачання та резервування;
– режими роботи електроприймачів;
– розміщення електроприймачів на території цеху;
– номінальні струми та напруги;
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способами їх ізоляції та прокладання.
За способами ізоляції мережі поділяються на дві групи:
• мережі, виконані голими проводами та шинами (повітряні лінії та
струмопроводи);
• мережі, виконані кабелями та ізольованими проводами
(електропроводки).
У цеховій мережі використовуються шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання [8].
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові електричні мережі виконуються за радіальними, магістральними
або змішаними схемами [8, 9, 22]. Кожен із зазначених типів схем має свою
найбільш доцільну сферу застосування.
На рисунку 8.1 наведено приклад простої радіальної схеми цехової
електричної мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми
живлення використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільшого
поширення набули змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів її виконання
здійснюється на стадії проєктування з урахуванням технології виробництва,
умов навколишнього середовища, вимог електробезпеки та пожежної
безпеки відповідно до Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) [15].
Визначальними факторами під час вибору схеми та конструкції цехової
мережі є:
- розміщення технологічного обладнання на плані цеху;
- категорія надійності електропостачання електроприймачів;
- номінальні напруги та потужності споживачів;
- відстані від центру живлення;
- характер навантаження та його розподіл по площі цеху [15].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
З урахуванням усіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
приймаємо радіальну схему електропостачання, при цьому живлення
розподільчих пунктів здійснюється кабельними лініями.
Наявність на комплектній трансформаторній підстанції (КТП) та
поблизу неї комутаційно-захисних апаратів окремих приєднань забезпечує
спрощення вирішення задач автоматизації цехової електричної мережі.
Порушення електропостачання всіх споживачів можливе лише у разі
пошкодження збірних шин трансформаторної підстанції, що є
малоймовірним завдяки достатньо надійній конструкції шаф комплектної
трансформаторної підстанції (КТП).
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок включає світлотехнічну та
електротехнічну частини [21].
У світлотехнічній частині вирішуються такі завдання: вибір типів
джерел світла і світильників, визначення найбільш доцільних висот
установлення та схем розміщення світильників, а також встановлення
необхідних якісних характеристик освітлювальної установки [21].
Електротехнічна частина передбачає визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
визначення раціонального перерізу та марки провідників, а також способу
прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективних типів світильників для конкретних приміщень з урахуванням
можливих обмежень та обґрунтування принципу їх розміщення.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проєктують двох видів: загальне та комбіноване,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
коли до загального освітлення додається місцеве освітлення робочих місць.
Якість і економічність освітлювальних установок значною мірою
визначаються правильним вибором системи освітлення [21].
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, включаючи робочі поверхні. Загальне освітлення може
виконуватися з рівномірним або нерівномірним розміщенням світильників
під стелею освітлюваного приміщення. Рівномірне розміщення світильників
застосовують у виробничих приміщеннях, де технологічне обладнання
розташоване рівномірно по всій площі та забезпечуються однакові умови
зорової роботи. Якщо ж у приміщенні є робочі поверхні з різними вимогами
до освітленості, світильники розміщують локалізовано — відповідно до
розташування робочих місць або виробничого обладнання [21].
Локалізоване освітлення передбачають у приміщеннях зі стаціонарним
великогабаритним обладнанням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця зосереджені на окремих дільницях, а також
там, де виконуються роботи різної точності, що потребують різних рівнів
освітленості [21].
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях, де виконуються точні зорові роботи та
необхідний підвищений рівень освітленості. При цьому освітленість,
створювана світильниками загального освітлення, повинна становити не
менше 10 % від нормованої освітленості для комбінованої системи.
Використання лише місцевого освітлення нормами не допускається [21].
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне та спеціальне (чергове, охоронне, вказівне). Робоче
освітлення передбачають у всіх приміщеннях, де необхідно забезпечити
нормовану освітленість робочих поверхонь.
Аварійне освітлення застосовують у випадках, коли раптове вимкнення
робочого освітлення може спричинити вибух, пожежу, масовий травматизм,
порушення технологічного процесу або зупинку важливих об’єктів (систем
водопостачання, вузлів зв’язку, пожежних постів, електрощитових тощо).
Аварійне освітлення для продовження роботи повинно забезпечувати на
робочих місцях освітленість не менше 5 % від нормованої для робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше 2 лк [21].
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [21]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого A×B×H = 54×66×6 ,
освітлення виконано світильниками ЛСП-04У (Ватра) [10]. В подальшому
використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому випадку
hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Ф к3 ⋅Еmin ⋅S ⋅ z= , (8.1)
N ⋅ η
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [21];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, т..;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [21] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
i A ⋅B
= , (8.2)
(A + B) ⋅h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
Залежно від отриманого значення світлового потоку приймається до
встановлення конкретний тип світильника. При цьому фактичний світловий
потік обраного світильника не повинен бути меншим ніж на 10 % від
розрахункового значення та не повинен перевищувати його більше ніж на 20
%. У разі невиконання цієї умови здійснюється коригування кількості
світильників, після чого розрахунок повторюється.
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв = λе ⋅h.
Виконуємо розрахунок кількості світильників у ряді та кількості рядів.
Приклад розміщення світильників наведено на рисунку 8.2.
Після того, як схему розміщення світильників прийнято, виконується
перевірка освітленості в найбільш характерній точці за допомогою точкового
методу, використовуючи криві просторових ізолюкс обраного світильника
відповідно до виразу [21].
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,
1000 ⋅к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h [21].
h = H - hр - hс = 5,9 - 0,1 - 0,1 = 5,7 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками [21]
La = λ ⋅h = 1⋅5,7 = 5,7 м .
Отримаємо кількість світильників в цеху
N = A ⋅B = 54 ⋅66
=105,7 ≈106 шт.
L2 2
в 5,7
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2) [21]:
і = 54 ⋅66
= 5,2 .
5,7 ⋅ (54 + 66)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Для приміщення з індексом і = 4,5 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ = 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
Ф = 1,6 ⋅200 ⋅3564 ⋅1,1
св =16212,56лм.
106 ⋅0,73
Обираємо світильник типу ЛСП-04У (Ватра) (65 Вт), світловий потік
4000 лм [10].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого [21]:
F - F
Δ(%) = р ном ⋅100 %
Fр
Δ(%) 16212,56 −16000
= ⋅100% =13,1% .
16212,56
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 0,53 % , що допустимо [21].
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос Σ = P ⋅N
Рос Σ =106 ⋅0,065 = 27,6 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc = 27,6 ⋅0,33 = 9,1квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати
загальним вимогам Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) до мереж
напругою до 1 кВ, а також низці спеціальних вимог, що зумовлені їх значною
протяжністю, доступністю для обслуговування, необхідністю забезпечення
безперервності технологічного процесу, безпеки персоналу та пожежної
безпеки [15].
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Конструктивне виконання
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються:
- чотирипровідними — у мережах із заземленою нейтраллю;
- трипровідними — у мережах з ізольованою нейтраллю.
Групові лінії можуть бути:
- однофазними (1ф + N);
- двофазними (2ф);
- двофазними з нульовим проводом (2ф + N);
- трифазними (3ф);
- трифазними чотирипровідними (3ф + N).
Останній варіант застосовується найчастіше, оскільки він дає змогу
зменшити переріз провідникового матеріалу, забезпечити більш рівномірне
завантаження фаз та знизити коефіцієнт пульсації при живленні світильників
від різних фаз [21].
Довжина групових ліній
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній
становить:
- у системах напругою 380/230 В — близько 80 м;
- у системах 230/127 В — приблизно 60 м.
Довжина двопровідних групових ліній становить відповідно близько
35 м та 25 м.
Схеми живлення освітлювальних установок
Розрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Радіальні схеми застосовуються при значних навантаженнях групових
щитків (порядку 100–200 А), оскільки вони забезпечують підвищену
надійність електропостачання.
Магістральні схеми дають змогу зменшити витрати провідникового
матеріалу та апаратури на розподільних пунктах, однак характеризуються
меншою надійністю живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Найбільшого поширення набули змішані схеми, які поєднують
переваги радіальних і магістральних схем та забезпечують необхідну
гнучкість системи електропостачання [21].
На двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) досягається більш
висока надійність освітлення завдяки тому, що одна частина освітлювальних
установок живиться від першого трансформатора, а інша — від другого. У
разі аварійного відключення одного з трансформаторів автоматичне
включення резерву (АВР) на стороні низької напруги забезпечує живлення
освітлювальних установок від трансформатора, що залишився в роботі.
Система аварійного освітлення живиться за перехресною схемою, тобто від
трансформатора, відмінного від того, який живить систему робочого
освітлення [21].
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення [21]
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається за
результатами світлотехнічного розрахунку після вибору кількості та
потужності світильників, тобто за встановленою потужністю освітлювальної
установки.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅106 ⋅0,065 = 27,3 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
– Для проведення порівняння слід визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм залежно від типу виконання мережі визначається за формулами [21]:
– для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
P 3
I роз ⋅10
pоз = ;
Uф ⋅cosϕ
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
Pроз ⋅103
Ipоз = ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Pроз ⋅103 P 3
I роз ⋅10
pоз = = ,
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosϕ
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними та LED лампами cosϕ = 0,95 ; для
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9 ; без
конденсаторів – cosϕ = 0,57 [21].
Pроз ⋅103 Pроз ⋅103
Ipоз = = .
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
I 27,3
pоз = = 46,5 А.
3 ⋅0,38 ⋅0,9
На підставі результатів виконаного розрахунку можна зробити
висновок, що світлова арматура загального призначення ЛСП-04У (Ватра)
(65 Вт), встановлена в приміщенні цеху, повністю відповідає вимогам ДБН
В.2.5-28-2018 щодо загальних норм освітленості в робочій зоні цеху [21].
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 46,5А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 65 А [16].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення допустимих рівнів напруги на
джерелах світла [21].
Зниження напруги відносно номінальної призводить до зменшення
світлового потоку світильників і, як наслідок, зниження рівнів освітленості
на робочих місцях.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених
лампах освітлення житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном [21].
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Момент освітлювального навантаження визначається залежно від схеми
підключення світильників та їхньої потужності [21].
Виконаємо розрахунок моментів освітлювального навантаження MM для
найбільш віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) — від шин розподільчого пристрою нижчої
напруги (РУНН) підстанції до групового щитка робочого освітлення,
розташованого в кінці цеху [21]:
−M1 = P1 ⋅L1 ,
де P 1
1 = ⋅Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 = 21 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
M 1
− 1 = ⋅46,5 ⋅21= 244,12 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників [21]:
−M P L L
2 = 2 ⋅ 0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P = роз ос
2 ,
40
P 46,5
2 = =1,2 кВт.
40
L0 = 25 м – відстань від ТП до останньої сьомої освітлювальної магістралі,
L = 15 м – довжина магістралі,
Таким чином
−М2 = 46,5 ⋅25+ 0,21(25+15) =1170,9 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі складають:
Для першої ділянки:
U 1170,9
∆ 1 = = 6,6 % .
25 ⋅7
Для другої ділянки:
U 1170,7
∆ 2 = =13,01% .
15 ⋅6
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Таким чином, вимоги до напруги на найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства передбачають, що
вона повинна бути не нижче 95 % номінальної напруги.
Це забезпечує необхідний рівень освітленості на робочих місцях і
запобігає зниженню світлового потоку світильників.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів
Метою цього розділу є розрахунок та підбір перерізів кабелів, проводів
і шинопроводів для всіх рівнів цехової електричної мережі до 1 кВ. Для
проведення розрахунків використовують схему цехової електричної мережі
та її номінальну напругу Uном , результати розрахунку навантаження цеху.
При виборі перерізу провідників для мереж до 1 кВ вирішальними є
технічні характеристики та умови експлуатації: нагрівання, механічна
міцність, втрати напруги та термічна стійкість при коротких замиканнях [1].
Деякі мережі та їхні елементи не підлягають перевірці на економічну
густину струму відповідно до ПУЕ [15]; такі випадки слід окремо
проаналізувати та обов’язково навести у вигляді переліку або таблиці.
Вибір перерізу провідників здійснюють за відповідними таблицями [1],
при цьому має виконуватися умова:
Ipоз ≤ Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ [15].
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів, шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких суттєво
відрізняється від зазначеної в пунктах 1.3.12–1.3.15 та 1.3.22 Правил
улаштування електроустановок (ПУЕ), слід застосовувати коефіцієнти,
наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладання кабелів у цеху також необхідно
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно з главою 1.3 ПУЕ.
Обраний переріз провідника за умовою нагрівання тривалим струмом
слід перевіряти на нагрівання струмом післяаварійного режиму відповідно до
схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться до таблиці.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = ∑ Ipозі ⋅КПі , (8.4)
де КПі – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів розподільчі пункти (РП) перевіряються за
номінальним струмом автоматичних вимикачів, а також за струмами
теплових розчіплювачів, які захищають приєднані до них електроприймачі.
Перевірка на економічну густину струму
Згідно з пунктом 1.3.28 Правил улаштування електроустановок (ПУЕ)
[15], перевірці на економічну густину струму не підлягають:
• мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за умови,
що число годин використання максимуму навантаження підприємства
не перевищує 4000–5000;
• відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, а також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
• збірні шини електроустановок та ошиновка в межах відкритих і
закритих розподільчих установок усіх напруг;
• мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників за технічними умовами
Вибір перерізу провідників за технічними умовами включає:
• вибір за умовами теплового нагріву;
• вибір за пропускною здатністю та умовами захисту;
• перевірку на термічну стійкість до струмів короткого замикання;
• перевірку за втратами напруги;
• перевірку на механічну міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S ≥35 мм2 і стальних
S ≥25 мм2 .
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина їхнього
нагрівання електричним струмом у нормальному, форсованому та
аварійному режимах. Якщо температура нагрівання перевищить допустиме
значення, то залежно від величини перевищення та тривалості його дії
елемент може бути пошкоджений, що спричинить порушення нормальної
роботи системи, а в найгіршому випадку (загоряння ізоляції) може призвести
до пожежі. Тому для всіх видів провідників та умов їх застосування головним
критерієм при виборі перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
теплового впливу: максимально допустимою температурою та тепловим
зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції [8, 12].
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за умовами
нагрівання використовують сумарний вплив на строк служби провідника
максимальної температури та тривалості зносу ізоляції за розглянутий
період. При різких піках навантаження більшу небезпеку становить
можливість перевищення максимально допустимої температури. Якщо
графік навантаження є рівномірним, більшу вагу має складова теплового
зносу ізоляції [8, 12].
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температурних умов навколишнього середовища, характеру приміщення та
типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання і лише потім виконувати
розрахунок [8, 12].
Мінімально допустимий переріз провідника — це такий переріз, при
якому провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимій, нагрівається струмом короткого замикання (КЗ) до
гранично допустимої температури за умовами термічної стійкості [8, 12].
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно з величиною
розрахункового струму як для окремих споживачів, так і для розподільчих
пунктів у цілому, відповідно до співвідношення (2.1).
P
Ipоз = роз ,
3 ⋅Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [8, 12] 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 [15].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид [15]
І ном доп. Л ≥ Іmах = 1,25 ⋅ Іроз , (8.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
Ipоз (однофаз) = Pном , (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 [16] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.2. та 8.3
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр. доп
електроприймачів Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Картоплечистка 12 0,8 22,8 28,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Машина сортувальна 7,5 0,85 13,4 16,8 19 АВВГ(4×2,5)
Споліскувач 6,8 0,77 13,4 16,8 19 АВВГ(4×2,5)
Картоплерізка 13 0,81 24,4 30,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Миюча установка 7,7 0,92 12,7 15,9 19 АВВГ(4×2,5)
Насос миючої установки 18 0,76 36 45 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Повітряна сушарка 34 0,88 58,8 73,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор повітряної
сушарки 28 0,84 50,7 63,4 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Конвеєр 17,5 0,82 32,5 40,6 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Піч жарочна 51,5 0,86 91,1 113,9 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Установка харчових
добавок 2,1 0,82 3,9 4,9 19 АВВГ(4×2,5)
Сортувальна установка 1,4 0,88 2,4 3 19 АВВГ(4×2,5)
Фасувальний автомат 6,3 0,82 11,7 14,6 19 АВВГ(4×2,5)
Стіл обертовий 2 0,8 3,8 4,8 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 3,3 0,84 6 7,5 19 АВВГ(4×2,5)
Насос гідротранспортера 42 0,84 76,1 95,1 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Вентилятор приточний 22 0,75 44,6 55,8 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Шкреберна установка 1,1 0,7 2,4 3 19 АВВГ(4×2,5)
Насос фільтрувальної
установ. 3,4 0,91 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Щиток освітлення ЩО 27,33 0,9 46,5 58,1 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [15], за
умовами І роз, РП ≤ І ном доп .
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільний пункт РП-1 241,4 301,7 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільний пункт РП-2 25,8 32,2 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільний пункт РП-3 24 30 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільний пункт РП-4 226,7 283,3 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільний пункт РП-5 112,9 141,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільний пункт РП-6 148 185 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільний пункт РП-7 148 185 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільний пункт РП-8 226,7 283,3 305 АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільний пункт РП-9 112,9 141,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільний пункт РП-10 24 30 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Конденсаторна установка 121,5 152 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів, шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких суттєво
відрізняється від зазначеної в пунктах 1.3.12–1.3.15 та 1.3.22 Правил
улаштування електроустановок (ПУЕ), застосовуємо коефіцієнти, наведені в
таблиці 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладання кабелів у цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно з главою 1.3 ПУЕ [15].
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів (РП) не здійснюємо, оскільки при включенні
автоматичного ввімкнення резерву (АВР) на шинах напругою 0,38 кВ
релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
підключених до секцій шин розподільчого пристрою нижчої напруги
(РУНН), що післяаварійний струм не перевищує І роз, РП .
8.3.2 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної
має становити не більше ±5 % Uном . Для освітлювальних мереж
промислових підприємств і громадських будівель допускається відхилення
напруги від +5 до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього
освітлення ±5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного
моменту асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної
напруги і його зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах
освітлення зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового
потоку [15].
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою [8, 12]:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
∆U = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймача цеха (піч жарочна), для якого Іроз = 91,1 А, переріз
кабелю лінії Л2 F = 25 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [12] відповідно r0 = 0,28Ом/км, х0 = 0,26 Ом/км,
LКЛ = 15 м.
ΔUЛ1(В) = 3 ⋅91,1⋅0,015 ⋅ (0,28 ⋅0,95+ 0,26 ⋅0,31) = 0,82 В .
Тобто
ΔU (%) = 0,82
Л2 ⋅100% = 0,002% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [12]:
ΔUТ = SМ ⋅ (UА ⋅cosφ + UР ⋅sinφ) ,
SномТ
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - S 1
М = S
2 ТП ,
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
U = ΔРКЗ
А ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
U 2 2
Р = UКЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ = 5400 Вт,
UКЗ = 4,5 %, SН. Т = 630 кВ∙А, SМ = 1 SТП = 958,32 кВ∙А,
2
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433 [8].
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
U = 5400
А ⋅100% = 0,86 % ; UР = (4,5)2 − (0,85)2 = 4,42% .
630000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
ΔUТ = 958,32 (0,86 ⋅0,95+ 4,42 ⋅0,31) = 3,32 % .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 3,32% – 0,002% = 108,3 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі проєктування доцільно обрати тип та основні
характеристики низьковольтних комплектних установок (НКУ), включаючи
розподільчі пункти, шафи та інші елементи.
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) — це сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму та до 1,5 кВ постійного струму,
пристроїв керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з
усіма внутрішніми електричними та 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
урахуванням усіх факторів зробити обґрунтований вибір.
Вибір проводів, шин, апаратів та приладів НКУ слід здійснювати з
урахуванням як нормального режиму роботи (відповідність робочій напрузі
та струму основних і допоміжних кіл, частоті мережі, класу точності, умовам
експлуатації тощо), так і режиму короткого замикання (з урахуванням
термічних та електродинамічних впливів, а також комутаційної
спроможності).
Як орієнтир при виборі струму розподільчого пункту (РП)
використовується розраховане значення струму за відповідною формулою.
Після розрахунку струмів короткого замикання та підбору автоматичних
вимикачів РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів
та струмами теплових розчіплювачів, які захищають приєднані
електроприймачі.
Далі, за довідковими даними [8], обирають конкретний тип НКУ та
наводять його технічні характеристики, включаючи номінальну напругу,
номінальний струм, апарати захисту, конструктивне виконання та
особливості застосування.
Для даного цеху обираємо розподільчі пункти серії ПР11 (рисунок 8.7),
які призначені для:
• приймання та розподілу електричної енергії;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
• захисту обладнання напругою до 660 В змінного струму частотою 50
Гц від перевантажень та струмів короткого замикання;
• нечастих оперативних вмикань та вимикань електричних кіл (до шести
разів на годину).
ПР11 також застосовуються для запуску асинхронних електродвигунів
і забезпечують захист людей від ураження електричним струмом завдяки
наявності пристроїв захисту.
Пункт ПР11 виконаний на безкаркасній конструкції, з дверима на
петлях, що закриваються замком [8].
Всередині шафи ПР11 встановлюється рама-шасі з набором
автоматичних вимикачів. На шасі розташована нульова шина з затискачами
для підключення нульових жил ліній; за необхідності можлива установка
ізольованої нейтралі. Струмопровідні елементи закриваються металевим
екраном, який кріпиться чотирма затискачами.
Для п’ятипровідних схем у шасі розподільчої шафи ПР11 передбачені
дві шини — РЕ (захисне заземлення) та N (нейтраль). Контроль за ввідними
та фідерними автоматами можливий лише при відкритих дверях шафи [8].
Конструкція ПР11 забезпечує підключення живильних ліній як зверху,
так і знизу. Для вимірювання напруги на вході може бути встановлена шафа з
вольтметром; при замовленні уточнюють діапазон вимірювань, частоту
струму та спосіб підключення.
ПР11 постачаються укомплектованими та готовими до експлуатації.
Шафи навісного типу монтуються за допомогою анкерів [8].
Рисунок 8.7 – Пункт розподільний ПР11
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою нормативним документом [6]. Ця методика
призначена для визначення струмів КЗ, необхідних для вибору та перевірки
електрообладнання за умовами КЗ, вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту та заземлювальних пристроїв згідно з Правилами
улаштування електроустановок (ПУЕ) [15].
Стандартом [6] встановлено методику розрахунку максимальних і
мінімальних значень струму при симетричних та несиметричних КЗ, види
яких визначено відповідно до цього ж стандарту.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають [6]:
1. початкове значення періодичної складової струму КЗ;
2. аперіодична складова струму КЗ;
3. ударний струм КЗ;
4. дійсне значення періодичної складової струму КЗ в довільний момент
часу аж до розрахункового часу розмикання пошкодженого кола.
Елементи системи електропостачання (СЕП), які опинилися в
короткозамкненому ланцюзі, зазнають термічного та електродинамічного
впливу струмів КЗ. Якщо величина цього впливу перевищує допустиму,
елемент пошкоджується, що завдає СЕП збитків.
Для запобігання цьому необхідно:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для обраного обладнання та
струмопровідних частин і, за необхідності, обрати інший елемент.
Величини, що підлягають визначенню, та допустимі похибки їх
розрахунку залежать від зазначених вище цілей.
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 та контактних з’єднань;
4. значення параметрів синхронних та асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається [6]:
1. максимально спрощувати та еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ, індивідуально враховуючи лише автономні
джерела електроенергії та електродвигуни, що безпосередньо
примикають до місця КЗ;
2. не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3. не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
4. не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1,0 % початкового значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без урахування
цих двигунів.
Струм КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на
якій знаходиться точка КЗ [6].
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання є такою:
1. відповідно до принципової схеми обираються умови розрахунку;
2. складаються розрахункова схема та схема заміщення; обчислюються
параметри її елементів;
3. обирається метод розрахунку струму КЗ;
4. виконується розрахунок;
5. оцінюються отримані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюються
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ — це найбільш складні, але достатньо ймовірні
умови, в яких може опинитися елемент електроустановки внаслідок різних
видів коротких замикань. До сукупності первинних характеристик
розрахункових умов входять: розрахункова схема, вид струму КЗ, а також
точка (місце), вид і тривалість КЗ [1].
Розрахункова схема електроустановки — це схема з'єднань елементів
СЕП, в якій існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається,
або для іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи та не
брати до уваги короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої
експлуатації (наприклад, під час перемикань) [1].
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат та розсіювання [1].
З метою застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ є симетричним, а перехідний процес аналізується в
одній фазі [1].
Для цього здійснюється перехід від розрахункової схеми до схеми
заміщення, суть якого полягає в заміні окремих елементів електричними
еквівалентами, з'єднаними в тій самій послідовності [1].
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є те, що всі елементи короткозамкненого кола,
як правило, знаходяться на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеня [1].
Розрахункові місця КЗ визначаються на основі принципової схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
обладнання та елементів мережі (шини розподільчих пристроїв, розподільчих
пунктів тощо), в яких встановлюється апаратура, що підлягає перевірці на
дію струмів КЗ [1].
Методика розрахунку початкового діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання — від енергосистеми або від автономного джерела [6].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ у більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок зазвичай помітно перевищує споживану. У
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 підключені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір.
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 [6]. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ
де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z 2 2
Σ = rΣ + XΣ ,
де rΣ , XΣ – 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.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання
приведена на рисунку 8.8.
Рисунок 8.8 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Активна складова опору трансформатора rтр (Ом) визначається за
формулою
ΔР 3
r = к.з ⋅10
тр ,
3 ⋅ І2
н.тр
де ΔРкз – потужність короткого замикання трансформатора, кВт;
r 8,5 ⋅103
тр = =0,0031, Ом.
3 ⋅958,32
Ін.тр – номінальний струм обмотки низької напруги трансформатора, А
S
І н.тр 3
н.тр = ×10 ,
3×Uн
І 630
= ⋅103
н.тр = 958,32 , А.
3 ⋅380
Повний опір дорівнює
Uк.з. ⋅ U 2 −3
z = н ⋅10
тр ,
100 ⋅Sн.тр
5,5 ⋅3802
z ⋅10−3
тр = = 0,0126 , Ом.
100 ⋅630
Реактивна складова опору трансформатора
х 2 2
тр = z тр − rтр ,
хтр = 0,01262 − 0,00312 = 0,0122 , Ом
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Виконаємо визначення повного опору схеми заміщення відносно точки
короткого замикання К1
n 2 m
Z
(К1) = ∑ ri + ∑ x
i ,
i=1 i=1
Z(К1) = (r 2
тр + rав + rтс + rш + rпр ) + (х тр + х ав + х 2
тс + х ш ) ,
(0,0031+ 0,00014 + 0,00002 + 0,00003 + 0,00008)2 +
Z (К1) = = 0,013 (Ом).
+ (0,0122 + 0,00008 + 0,00002 + 0,000014)2
Значення струму короткого замикання в розрахунковій точці К1
визначаємо відповідно до виразу
І(3) U0
к.з.(К1) = ,
3 ⋅ Z
де U0 – напруга неробочого ходу вторинної обмотки трансформатора, В,
U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки короткого замикання;
І(3) 399
к.з.(К1) = = 24 (кА).
3 ⋅ 0,013
Для визначення струму короткого замикання в розрахунковій точці К2
до опорів, розрахованих для точки К1, додаємо сумарні опори, що
відповідають точці К2, відповідно до виразу
Z 2
(К2) = (∑ r(К1) + rш + rав + rл + rав + rпр ) + (∑ х 2
(К1) + х ш + х ав + х л + х ав ) ,
(0,00336 + 0,0001+ 0,0001+ 0,0223 + 0,00017 + 0,00008)2 +
Z (К2) = = 0,0146
+ (0,0123 + 0,00013 + 0,00025 + 0,0000306 + 0,00065)2
де активний rл (Ом) та індуктивний хл опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
r lл ⋅103
л = ,
γ ⋅F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,033 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
r 0,005 ⋅1000
л = = 0,022, Ом .
33 ⋅70
х л = lл ⋅ х 0 ,
х л = 0,005 ⋅ 0,0000057 = 0,00000029 (Ом).
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
U
І(3) 0
к.з.(К2) = ,
3 ⋅ Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) = =15,7 (кА).
3 ⋅ 0,0146
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз наведених особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання (КЗ) показує, що величина цього струму насамперед
залежить від опору (потужності) трансформатора.
Оскільки в якості цехової трансформаторної підстанції (ТП) обрано
комплектну трансформаторну підстанцію (КТП), все обладнання якої —
шафи високої та низької напруги з автоматичними вимикачами, шинами та
іншими елементами — розраховане на тривалий нормальний режим роботи
та відповідає вимогам стійкості до струмів короткого замикання в мережі
низької напруги трансформатора відповідної потужності, то обране
комплектне обладнання автоматично забезпечує стійкість до дії струмів
короткого замикання, в тому числі однофазних.
Це означає, що в даному випадку відпадає необхідність виконувати
окремий розрахунок однофазного короткого замикання для перевірки
стійкості обладнання [14].
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється відповідно
до глави 3.1 Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) [15].
Ненормальні режими роботи в цехових мережах
У цехових електричних мережах можуть виникати наступні
ненормальні режими роботи, що характеризуються відхиленням струму:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання (КЗ).
Вимоги до захисту
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Захист від струмів короткого замикання є обов’язковим для всіх
елементів електричної мережі. Такий захист повинен забезпечувати, по
можливості, найменший час вимкнення пошкодженої ділянки.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються главою 3.1 ПУЕ [15].
Обмеження щодо встановлення апаратів захисту
Не допускається встановлення апаратів захисту на ділянках
підключення кіл керування, сигналізації та вимірювання, відключення яких
може призвести до небезпечних наслідків.
Типи апаратів захисту
В якості апаратів захисту застосовуються автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширеними є
автоматичні вимикачі, які мають явні переваги перед запобіжниками.
Вибір автоматичних вимикачів
При виборі автоматичних вимикачів доцільно орієнтуватися на апарати
типу ВА, які відповідають стандарту [4], виконані за нормами DIN та мають
одно-, дво-, три- або чотириполюсне виконання.
Підбір автоматичних вимикачів здійснюється з урахуванням:
електричних характеристик установки;
умов експлуатації;
експлуатаційних вимог, таких як селективність відключення,
можливість дистанційного керування та наявність індикації.
У першу чергу слід керуватися технічною документацією на конкретні
апарати. При встановленні уставок струму автоматичних вимикачів
необхідно враховувати відмінності характеристик та похибки роботи
розчіплювачів [4].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечним явищем порівняно з коротким
замиканням, тому в ряді випадків допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Випадки обов'язкового захисту від перевантаження
Згідно з главою 3.1 Правил улаштування електроустановок (ПУЕ),
обов'язковому захисту від перевантаження підлягають [15]:
- 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 та
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах — лише у випадках, коли
за умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі
може виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів
При виборі автоматичних вимикачів необхідно дотримуватися
наступних вимог:
- номінальна напруга вимикача не повинна бути нижчою за напругу
мережі;
- відключаюча здатність вимикача повинна бути розрахована на
максимальні струми короткого замикання (КЗ), що протікають по
елементу, який захищається;
- номінальний струм розчіплювача повинен бути не меншим за
найбільший тривалий розрахунковий струм навантаження, що протікає
по елементу, який захищається:
Iном.розч ≥ Iроз ;
– автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати на відключення в
нормальному режимі роботи елемента, що захищається. Тому струм уставок
уповільненого спрацювання регульованих розчіплювачів слід обирати за
умовою:
Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз ,
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати. Це
досягається шляхом вибору уставки миттєвого спрацювання
електромагнітного розчіплювача за умовою
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп ,
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [4].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [4]
ІН В. А. ≥ Іроз ;
ІН Т. Р. ≥ 1,1⋅ Іроз ;
ІН Е.Р. ≥ 1,25 ⋅ ІП ,
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його
виду);
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчіплювала;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчіплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу автоматичного вимикача попередньо орієнтуємося на
апарати серії ВА. Автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту — електротеплову (від
перевантаження) та електромагнітну (від струмів короткого замикання).
Вони виконані згідно з [4] зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [4], виконаних у стандарті DIN,
струм спрацювання електромагнітного розчіплювача залежно від
характеристики (С, В або D) визначається наступним співвідношенням:
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
Керуючись наведеними вище критеріями та відповідно до каталожних
даних [8], обираємо тип апарата, технічні характеристики якого заносимо до
таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1⋅ I
Найменування обладнання роз роз Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Картоплечистка 22,8 25,1 ВА47-29 63 32 500
Машина сортувальна 13,4 14,8 ВА47-29 63 16 500
Споліскувач 13,4 14,8 ВА47-29 63 16 500
Картоплерізка 24,4 26,9 ВА47-29 63 25 500
Миюча установка 12,7 14 ВА47-29 63 16 500
Насос миючої установки 36 39,6 ВА47-29 63 40 500
Повітряна сушарка 58,8 64,6 ВА47-100 100 80 1000
Вентилятор повітряної сушарки 50,7 55,8 ВА47-29 63 63 500
Конвеєр 32,5 35,7 ВА47-29 63 40 500
Піч жарочна 91,1 100 ВА47-100 100 100 1000
Установка харчових добавок 3,9 4,3 ВА47-29 63 5 500
Сортувальна установка 2,4 2,7 ВА47-29 63 3 500
Фасувальний автомат 11,7 12,9 ВА47-29 63 13 500
Стіл обертовий 3,8 4,2 ВА47-29 63 5 500
Вентилятор витяжний 6 6,6 ВА47-29 63 8 500
Насос гідротранспортера 76,1 83,7 ВА47-100 100 100 1000
Вентилятор приточний 44,6 49,1 ВА47-29 63 50 500
Шкреберна установка 2,4 2,6 ВА47-29 63 3 500
Насос фільтрувальної установ. 5,7 6,3 ВА47-29 63 8 500
Щиток освітлення ЩО 46,5 51,2 ВА47-29 63 63 500
Розподільчі пункти
Розподільний пункт РП-1 241,4 265,5 ВА88-37 400 315 4000
Розподільний пункт РП-2 25,8 28,4 ВА47-29 63 32 500
Розподільний пункт РП-3 24 26,4 ВА47-29 63 32 500
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Продовж. табл. 8.6
1 2 3 4 5 6 7
Розподільний пункт РП-4 226,7 249,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільний пункт РП-5 112,9 124,2 ВА88-32 125 125 1250
Розподільний пункт РП-6 148 162,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільний пункт РП-7 148 162,8 ВА88-35 250 200 2500
Розподільний пункт РП-8 226,7 249,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільний пункт РП-9 112,9 124,2 ВА88-32 125 125 1250
Розподільний пункт РП-10 24 26,4 ВА47-29 63 32 500
Конденсаторна установка 121,5 133,6 ВА88-33 160 160 1600
Після визначення типу та параметрів вимикачів обрана схема головних
електричних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції (КТП)
матиме вигляд, наведений у графічній частині проєкту.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [8]:
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію (насос гідротранспортера), для якої
Іроз = 76,1А , Ідоп =100 А, Ізах = 100 А.
1⋅100 А ≥ 1⋅100 А .
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств, як правило,
базується на використанні комплектного великоблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних
розподільчих установок різних напруг та призначення, комплектних
струмопроводів, щитків тощо [2, 8].
Переваги застосування комплектного обладнання
Застосування комплектного обладнання забезпечує:
• підвищення якості систем електропостачання;
• підвищення надійності їх роботи;
• зручність та безпеку обслуговування;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
• швидке розширення та гнучкість електрогосподарства [2, 8].
Електромонтажні роботи зводяться переважно до встановлення
комплектних електроустановок та їх приєднання до електричних мереж, що
значно спрощує будівельну частину електроустановок. При цьому відпадає
потреба у складних перегородках для камер апаратури, трансформаторів та
іншого обладнання, а приміщення для них можуть бути простими за
будівельними параметрами. Повністю закриті комплектні установки можна
розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без додаткових
будівельних оболонок [15].
Обрана комплектна трансформаторна підстанція для цеху
План та розріз конкретної підстанції наведено у графічній частині
кваліфікаційної роботи. Обрана для цехової мережі КТП складається з
силових трансформаторів, ввідних шаф з боку високої напруги та
розподільчих установок низької напруги. З урахуванням розмірів
приміщення цеху підстанція виконана в однорядному варіанті [15].
На рисунку 8.9 наведено типову комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньоцехового розташування [8].
Для нашого цеху, з урахуванням наведених вище міркувань, обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ виробництва
Хмельницького трансформаторного заводу.
Таким чином, використання комплектних трансформаторних
підстанцій різних модифікацій у цехових мережах забезпечує високу
надійність роботи, зручність обслуговування, безпеку персоналу та
можливість оперативного розширення і модернізації електрогосподарства
[15].
Рисунок 8.9 - Типова комплектна трансформаторна підстанція (КТП) для
встановлення всередині виробничого приміщення
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Обрана для даного цеху однотрансформаторна підстанція типу КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 призначена для надійного електропостачання промислових
об'єктів. Вона має потужність трансформатора 1000 кВ·А, а її захист та
автоматика реалізовані на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0,4.
Склад підстанції КТПЦ-1000/10/0,4-04 У3
До складу підстанції входять наступні елементи:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН) – призначений для
підключення підстанції до живильної мережі 10 кВ.
2. Силовий трансформатор – основний елемент підстанції для
перетворення напруги.
3. Кожух виводів силового трансформатора – забезпечує захист та
ізоляцію вивідних пристроїв.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН) – складається з
наступного обладнання:
o шафа вимикача робочого вводу;
o шафа секційного вимикача;
o шафа ліній, що відходять;
o шафа автоматизованої конденсаторної установки;
o шафа керування.
5. Шинна перемичка – слугує для електричного з'єднання окремих секцій
та шаф.
Підстанція зібрана з окремих блоків та виконана в однорядному
варіанті.
Як приклад, на рисунку 8.10 наведено загальний вигляд шафи
секційного вимикача, а на рисунку 8.11 – загальний вигляд шафи керування.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМЗ 11 (трансформатор масляний з закритим виконанням). Вони
виготовляються в герметичному гофрованому баку та не потребують
обслуговування протягом усього терміну експлуатації. Загальний вигляд
трансформатора серії ТМЗ наведено на рисунку 8.12.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Рисунок 8.10 – Загальний вигляд Рисунок 8.11 – Загальний вигляд
шафи секційного вимикача: шафи керування:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – розвантажувальний 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
клапан; 4 – відсік клемної колодки 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
(клемного блоку); 5 – відсік секційного управління
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 –
відсік шинок керування; 8 – відсік шин.
Рисунок 8.12 – Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - диференціальний захист ділянки
живлення цехових трансформаторів цеху картопляних чіпсів
9.1. Загальні відомості про диференціальні струмові захисти
Диференціальний захист трансформаторів: принцип дії,
особливості та виконання
Диференціальний захист характеризується високою швидкодією та
забезпечує вибіркове відключення елемента електричної системи, що
захищається, завдяки чому він набув широкого застосування [9]. Як правило,
диференціальний захист трансформатора виконується у дво- або трифазному
варіанті з використанням двох або трьох струмових реле.
Режими роботи диференціального захисту
У режимі навантаження струм у первинних обмотках трансформаторів
струму має той самий напрямок, що й у режимі зовнішнього короткого
замикання (КЗ), при цьому струм у струмовому реле відсутній. Отже,
диференціальний захист не реагує на режими навантаження та зовнішнього
КЗ. Він спрацьовує лише при пошкодженнях, що виникають у зоні його дії —
на ділянці, обмеженій трансформаторами струму.
Поздовжній диференціальний захист
Найчастіше для диференціального струмового захисту
трансформаторів використовується поздовжній диференціальний захист. За
принципом дії він не реагує на виткові замикання, оскільки при замиканні
витків будь-якої фази струми, що проходять через первинні обмотки
трансформаторів струму, є однаковими, і струм у реле відсутній. Тому,
наприклад, для захисту від виткових замикань на синхронних
електродвигунах та генераторах, які мають у кожній фазі статора дві або
більше паралельних гілок, додатково застосовується поперечний
диференціальний захист.
Правильне з'єднання струмових кіл
Для коректного складання струмових кіл диференціального захисту
вторинні обмотки трансформаторів струму повинні бути з'єднані між собою
та з обмотками реле таким чином, щоб при зовнішньому КЗ (або в режимі
навантаження елемента, що захищається) вторинні струми в обмотках реле
мали протилежний напрямок.
Особливості виконання схем
Особливості виконання схем струмових кіл диференціальних захистів
трансформаторів та автотрансформаторів визначаються, головним чином:
• нерівністю вторинних струмів у плечах захисту;
• незбіганням первинних струмів за фазою при схемі з'єднання обмоток
«зірка – трикутник» (Y/Δ).
Причини нерівності вторинних струмів
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Нерівність вторинних струмів зумовлена нерівністю номінальних
первинних струмів на виводах різної напруги трансформатора, що, у свою
чергу, визначається відмінністю коефіцієнта трансформації (або коефіцієнтів
трансформації у багатообмоткових трансформаторів) від одиниці. Для
двохобмоткового трансформатора співвідношення номінальних струмів та
напруг визначається номінальним коефіцієнтом трансформації.
Вибір коефіцієнтів трансформації ТС
Для того, щоб диференціальний захист не спрацьовував при зовнішніх
КЗ та в режимі навантаження, коефіцієнти трансформації комплектів
трансформаторів струму, встановлених з різних сторін силового
трансформатора, обираються таким чином, щоб вторинні струми, які
підводяться до реле, були якомога ближчими за значенням.
Компенсація нерівності струмів
При виборі трансформаторів струму згідно з існуючою шкалою
коефіцієнтів трансформації різниця вторинних струмів у режимі
навантаження або зовнішнього КЗ може виявитися досить значною. У цьому
випадку вторинні струми подаються в обмотки реле через окремі або
вбудовані в реле проміжні трансформатори. Підбором коефіцієнтів
трансформації проміжних трансформаторів забезпечується додаткова
компенсація нерівності вторинних струмів з такого розрахунку, щоб
результуючий струм в реле дорівнював нулю (Ір = 0).
Кутовий зсув при схемі Y/Δ
При з'єднанні обмоток силового трансформатора за схемою «зірка –
трикутник» (Y/Δ) між первинними струмами з боку високої та низької напруг
виникає кутовий зсув, однаковий для всіх фаз трансформатора.
9.2. Типи і особливості виконання релейних захистів ділянок
Максимальний струмовий захист на стороні вищої напруги
Для захисту від багатофазних коротких замикань (КЗ) передбачається
максимальний струмовий захист на стороні вищої напруги (ВН)
трансформатора, на вимикачі живильної лінії, у дво- або трифазному
двохрелейному виконанні [9]. В якості вимірювальних органів можуть бути
використані:
- електромагнітні реле серії РТ-40 — якщо при відповідному
налаштуванні для відбудови від кидків струму намагнічування вдається
забезпечити необхідну чутливість;
- реле типу РНТ-565 (як правило, для диференціального захисту мереж).
Додатковий захист для потужних трансформаторів
Для потужних трансформаторів, які мають трансформатори струму на
стороні нижчої напруги (НН), додатково до максимального струмового
захисту на стороні ВН трансформатора доцільно передбачати:
- диференціальний захист;
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
- максимальний струмовий захист ланцюгів НН технологічного
обладнання, його виводів і короткої мережі.
Максимальний струмовий захист ланцюгів нижчої напруги
Максимальний струмовий захист ланцюгів НН у трифазному
двохрелейному виконанні забезпечує кращу чутливість до замикань на
виводах НН та в короткій мережі порівняно із захистом на стороні ВН
технологічного оснащення. Цей захист діє без витримки часу на
відключення.
Газовий захист
Для захисту від усіх видів пошкоджень усередині кожуха
трансформатора, що супроводжуються виділенням газу, прискореним
протіканням масла з бака в розширювач або витоком масла, передбачається
газовий захист. Кількість газових реле визначається конструкцією
конкретного цехового трансформатора. Газовий захист діє з витримкою часу
на відключення.
Захист від перегріву масла
Захист від перегріву масла зазвичай виконується за допомогою
термометрів-електроконтактів, вбудованих у корпус трансформатора.
Захист від замикань на землю
Захист від замикань на землю в живильній лінії та в обмотці ВН
трансформатора повинен виконуватися з одностороннім живленням.
9.3. Принцип роботи поздовжнього диференціального захисту
ділянки живлення цехових трансформаторів
Схема релейного поздовжнього диференціального захисту ділянки
живлення цехових трансформаторів Т-3, Т-4 630 кВА наведена на рисунку
9.1.
Диференціальні струмові захисти ділянок живлення цехових
трансформаторів Т-3 та Т-4 реалізовані на базі струмових реле типу РНТ-565.
Вони спрацьовують при зміні струму навантаження, яка може бути
спричинена коротким замиканням або перевантаженням. Цей захист має
селективну (вибіркову) здатність відключення, а саме: спочатку
відключається вимикач, встановлений безпосередньо на цеховій
трансформаторній підстанції (ТП), і лише після цього – вимикач,
розташований на ГПП. У разі виникнення короткого замикання
безпосередньо на ділянці кабельної лінії миттєво відключається вимикач, що
знаходиться на ГПП.
Передача сигналу на відключення від вимикача, встановленого на
трансформаторній підстанції (ТП), до вимикача, розташованого на підстанції
(ГПП), здійснюється по спеціально прокладеній кабельній лінії зв’язку.
Контроль справності (цілісності) цієї лінії забезпечується за допомогою
релейно-світлових та звукових приладів.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Описана схема має досить високий рівень надійності функціонування
при порівняно невеликих матеріальних витратах на її реалізацію.
ПЛ1 ПЛ2
110 кВ 110 кВ
Q1 Q2
Т1 Т2
Q3 Q5
Q4
10 кВ
КА1 КА2
ТA1 ТA3
Q6 Q8
КЛ1 КЛ2
ТМ-1 ТМ-2
Q7 Q9
ТA2 ТA4
Т3 Т4
Ш1 Ш2
0,4 кВ 0,4 кВ
Рисунок 9.1 - Схема релейного захисту цехових трансформаторів
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
9.4. Розрахунок уставок реле диференціального захисту РНТ-565
Вибір уставок реле типу РНТ, які застосовуються в схемах
диференціальних захистів, зводиться до розрахунку струму спрацювання
реле та визначення кількості витків робочих і зрівняльних обмоток.
Для визначення струму спрацювання виконується розрахунок
первинного струму спрацювання захисту. У всіх випадках первинний струм
спрацювання захисту повинен перевищувати максимальне значення
періодичної складової струму небалансу, що виникає при зовнішніх коротких
замиканнях [10]:
Iс.з = k н ⋅ Iнб.р ,
де kн = 1,3 – коефіцієнт надійності;
Iнб.р - розрахунковий струм небаланса
Iнб = 0,1 ⋅ I (3) (3)
к.max + u к ⋅ Iк.max ,
де I(3)
к.max – максимальне значення струму при трифазному короткому
замиканні на стороні напругою 10,5 кВ:
100 ⋅ І
I (3) = ном
к.max ,
u к
де Iном - первинний струм в мережі, що захищається, при роботі з
номінальним навантаженням
S
І ном
ном = ,
3 ⋅ Uном
Sном = 630 кВА – номінальна потужність силового трансформатора;
Uном = 10,5 кВ – номінальна напруга на стороні, що підлягає захисту;
uк = 10,5% - напруга короткого замикання вхідного трансформатора на
стороні 10,5 кВ.
Остаточно, маємо:
І 630
ном = = 34,68 А,
3 ⋅10,5
I (3) 100 ⋅ 34,68
к.max = = 330,28 А,
10,5
Iнб = 0,1 ⋅ 330,28 + 0,105 ⋅ 330,28 = 67,7 А,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
звідки
Iс.з =1,3 ⋅ 67,7 = 88,02 А.
У відповідальних випадках, коли помилкове відключення
електроустановки, що захищається, може привести до знеструмлення
електроприймачів, струм спрацьовування повинен відбудовуватися від
максимального струму навантаження на випадок обриву в струмових
ланцюгах захисту
Iс.з= k н ⋅ k з ⋅ Iном ,
де kз = 1,05 – коефіцієнт запасу.
Iс.з=1,3 ⋅1,05 ⋅ 34,68 = 47,33 А.
Із двох розрахункових значень струму спрацьовування захисту Iс.з як
уставка приймається більша величина, тобто Iс.з =88,02А.
Для визначення розрахункової кількості витків первинних обмоток
реле типу РНТ необхідно знати струми спрацьовування Iср цього реле. Струм
спрацьовування реле визначається як первинний струм спрацьовування
захисту, приведений до вторинної сторони трансформаторів струму. При
цьому враховується схема з'єднання вторинних обмоток трансформаторів
струму.
Для схеми з'єднання обмоток трансформаторів струму в «зірку» струм
спрацьовування реле визначається за формулою
І
Іср =
с.з ,
k I
де kI = 40 - коефіцієнт трансформації вхідного трансформатора на стороні
10,5 кВ.
І 88,02
ср = = 2,2 (А).
40
Після виконання розрахунку первинного струму спрацьовування Iс.з
вибір уставок на реле типу РНТ здійснюється в наступному порядку.
Визначаємо вторинні номінальні струми I в плечах диференціального
захисту при номінальному коефіцієнті трансформації силового
трансформатора:
І
I = ном ⋅ k сх
2ном ,
k I
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
де kсх - коефіцієнт схеми; при з'єднанні обмоток трансформаторів струму в
«зірку» kсх = 1, при з'єднанні в трикутник kсх = 1,73.
I 34,68 ⋅1
2ном = = 0,86 (А).
40
Визначаємо струм спрацьовування реле, приведений до тієї сторони, де
значення струму в плечі захисту є більшим
Іс.з ⋅ kI сх
ср1 = ,
k I
I 88,02 ⋅1
ср1 = = 2,2 А.
40
Визначаємо розрахункову кількість витків обмоток реле типу РНТ для
основної сторони (за основну сторону приймаємо обмотку I трансформатора,
що захищається). Повна розрахункова кількість витків, по яких протікає
струм плеча захисту основної сторони
F
w ср
1p = ,
Iср1
w 100
1p = = 45,4 (витки), приймаємо 46 витків.
2,2
Через відмінність між фактично встановленою кількістю витків та
розрахунковою величиною виникає неповна компенсація різниці вторинних
струмів у плечах диференціальних захистів трансформаторів та збірних шин.
Струм небалансу, зумовлений цією причиною, також не повинен
перевищувати 5 % від уставки спрацьовування реле. Після завершення
розрахунку уставок проводиться оцінка чутливості захисту в мінімальному
режимі роботи системи.
Для диференціальних захистів коефіцієнт чутливості kч > 2. В режимі
випробування, коли обладнання, що захищається (шини, трансформатор),
вмикається під напругу з одного боку, допускається зниження коефіцієнта
чутливості до значення 1,5.
Стосовно реле РНТ-565 коефіцієнт чутливості визначається наступним
відношенням:
І(2)
k = к min
ч ,
Iс.з
k 0,87 ⋅ 330,28 ⋅ 46
ч = = 3,3 > 2 .
100 ⋅ 40
Таким чином, в якості захисту приймається реле типу РНТ-565 зі
струмом спрацювання Іср1 = 2,2 (А)
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Надійність відбудови реле типу РНТ-565 від кидків струму
намагнічування забезпечується двома способами: вибором струму
спрацьовування та вибором параметрів короткозамкненого кола. У реле РНТ-
565 останнє досягається шляхом регулювання активного опору RK, який
вмикається послідовно в коло короткозамкнутої обмотки.
Зі збільшенням кількості витків короткозамкнутої обмотки або зі
зменшенням опору RK надійність відбудови реле від перехідних струмів
підвищується. Однак при цьому зростає час дії реле при короткому замиканні
(КЗ) у зоні, що захищається. Згідно з даними [9], при посиленні дії
короткозамкнутої обмотки та малому навантаженні трансформаторів струму
уповільнення реле може досягати 0,03–0,04 с, а повний час спрацьовування
захисту за найсприятливіших умов становить 0,12 с.
Коли трансформатори струму виявляються значно навантаженими
(наприклад, разом з диференціальним захистом у струмові кола включені
інші захисти або великий опір з'єднувальних проводів), слід посилювати дію
короткозамкнутих обмоток, використовуючи відпаювання В-В, Г-Г або
відповідно встановлюючи опір RK=1RK=1 Ом або RK=0RK=0.
Таким чином, для захисту кабельних ліній живлення цехових силових
трансформаторів Т-3, Т-4 (типу ТМ-630) цеху з виробництва картопляних
чіпсів від коротких замикань використовується поздовжній диференціальний
захист, виконаний у трифазному виконанні на базі реле типу РНТ-565. Цей
захист є основним і діє шляхом відключення трансформаторів без витримки
часу з використанням вакуумних вимикачів типу NEO ВВ/N10.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності
застосування інтенсивного сушіння при виготовленні картопляних
чіпсів
З метою застосування інтенсивного сушіння в технології з
виготовлення картопляних чіпсів в даному цеху на підприємстві
виготовленння снеків будемо використовувати мікроконтролерний пристрій
управління камерою інтенсивної сушки, що дозволяє зменшити загальний
час з виготовлення картопляних чіпсів на 5%. Таким чином, за умов не
змінення кількості з виготовлення картопляних чіпсів за одну робочу зміну,
можна вважати, що використання даного пристрою дозволяє зменшити
коефіцієнт завантаженості камери інтенсивної сушки на 5%, тобто,
ΔКВ = К .
В 0,05 = 0,9.0,05 = 0,045; номінальна потужність
Р = 28,8 кВт; при cos φ = 0,88 (tg ϕ = 0,54).
Модифікація камери інтенсивної сушки є сучасною та компактною, а
саме технологічне обладнання на якому впроваджується даний пристрій стає
більш ефективним та керованим, не містить додаткового механічного
оснащення і не потребує спеціально створених умов навколишнього
середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q = P ⋅ tgϕ ;
Q = 28,8 ⋅0,54 =15,55 квар;
S = P2 +Q2 ;
S = 15,552 + 28,82 = 32,73 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
застосування інтенсивного сушіння в технології з виготовлення картопляних
чіпсів в даному цеху дозволить зменшити потужність живлячого (цехового)
трансформатора, а також до значного зниження ударних струмів, що
виникають при комутаційних переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося
порівняльною характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при
роботі технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому
дні п‘ять днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
C = n ⋅ ∆KB ⋅S ⋅Cел ⋅ t ,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
де n – кількість камер інтенсивної сушки в даному цеху; n = 5;
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості камери інтенсивної
сушки при використані розробленого пристрою; ΔКВ = 0,045;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 10,8 грн;
S – споживана потужність; S = 32,73 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C = 5 ⋅0,045 ⋅32,73 ⋅10,8 ⋅2112 =167975,6 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що застосування інтенсивного
сушіння в технології з виготовлення картопляних чіпсів в даному цеху на
підприємстві виготовленння снеків за рахунок використання
мікроконтролерного пристрою управління камерою інтенсивної сушки є
технічно і економічно вигідним і має економічний ефект: С = 12 909,55 грн.
за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають в лабораторії
під час розробки системи електропостачання підприємства
В даній роботі проводиться розробка системи електропостачання
підприємства виробництва снеків. Такі роботи проводяться в технічній
лабораторії підприємства, працівники якої також виконують налагоджування
і ремонт різноманітних пристроїв. Подібні роботи неможливі без
використання сучасних вимірювальних радіоелектронних приладів на
робочому місці наладчика. Тому необхідно створити раціональні та безпечні
умови праці цього працівника під час роботи з обладнанням в лабораторії.
Проаналізуємо фактори, що впливають на здоров'я і працездатність
співробітника, який працює в лабораторії. За рівнем фізичних навантажень
дана робота відноситься до категорії I б, оскільки потребує деякого
фізичного навантаження при роботі з електрифікованим інструментом.
Робоче місце співробітника лабораторії є постійним і представляє
собою стіл (для вільного переміщення інженера за столом встановлено
рухоме крісло, яке повторює анатомію тіла людини), в лівій і правій частині
якого встановлені електровимірювальні та інші прилади: осцилограф,
мілівольтметр, блок живлення та персональний комп'ютер. Робоче місце
знаходиться в окремій лабораторії, мебльованій столами зі встановленими на
них обладнанням, зокрема ПК. Монітори комп'ютерів розміщені так, щоб
відстань від очей користувача до екрану складала не менше 70 cм, кут зору
30о, для мінімізації впливу випромінювання на зір.
Розміри лабораторії становлять: ширина – 4,5 м, довжина – 8 м, висота
стелі – 3 м, площа приміщення складає 36 м2. Лабораторія розрахована на
максимальну кількість працюючих 4 особи. Звідси площа, яка припадає на
одну людину, дорівнює: 9 м2. Об’єм приміщення складає: 108 м3. Звідси
об'єм, який припадає на одну людину, дорівнює 27 м3, що відповідає вимогам
нормативних документів.
Лабораторія розташована в північній частині корпусу підприємства,
стіни мають світле забарвлення із коефіцієнтом відбиття світла 48-59%, колір
має матову структуру.
В лабораторії в холодний період року функціонує система
централізованого водяного опалення, яка відповідає ДБН В.2.5.67-2025
«Норми проектування. Опалення, вентиляція та кондиціювання повітря». Для
її забезпечення встановлено 5 сучасних радіаторів, що підтримують
температуру повітря в холодний період року – 22-24 °С.
Фактори мікроклімату в робочому приміщенні мають дуже важливе
значення, оскільки вони безпосередньо впливають на здоров’я та
самопочуття співробітника. Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення
основних факторів мікроклімату наступні:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
1. Температури повітря:
В теплий період року – 23 - 25 °С (допустима – 20 - 28 °С). ;
В холодний період року – 22 - 24 °С (допустима – 21 - 25 °С).
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 40 - 60 %;
В холодний період року – 40 - 60 %.
3. Швидкість руху повітря:
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) .
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
1. Температури повітря:
В теплий період року – 24 - 25 °С ;
В холодний період року – 21 - 22 °С .
2. Вологість повітря:
В теплий період року – 50 - 52 %;
В холодний період року – 52 - 54 %.
3. Швидкість руху повітря:
В теплий період року – 0,06 - 0,1 м/с;
В холодний період року – 0,04 - 0,1 м/с.
Фактичні параметри мікроклімату повністю відповідають нормативним
вимогам згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Радіотехнічна лабораторія - це приміщення з однобічним природним
освітленням, північно-східною орієнтацією віконних отворів. Природне
освітлення забезпечується крізь вікна. Розміри чотирьох вікон приміщення
однакові і становлять 1,3×1,4 м.
Згідно з ДБН В.2.5-28-2018 нормування природного освітлення
проводиться за допомогою коефіцієнта природного освітлення (КПО), розряд
зорової праці – II в, найменший об’єкт розрізнення – 0,25 мм, що відповідає
дуже високому ступеню точності зорової праці. Контрастність найменшого
об’єкту розрізнення та фонів: між текстом на моніторі та фоном, між текстом
на аркуші паперу та аркушем, букв на клавіатурі, між платою та деталями є
середньою. Фактичне значення КПО становить 20-25 %, що відповідає
вимогам ДБН В.2.5-28-2018.
Для темного часу доби передбачене штучне освітлення. При штучному
освітленні нормується величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається
в залежності від характеристик зорової праці з урахуванням найменшого
розміру об'єкта розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
Лабораторія обладнана двома світильниками ЛСП 02В - 2×40, кожний
з яких має дві люмінесцентні лампи. Фактичний рівень штучного освітлення
становить 200 лк. Отже, рівень штучного освітлення на робочому місці не
відповідає ДБН В.2.5-28-2018 тому система загального штучного освітлення
потребує модернізації.
Головним джерелом шуму в приміщенні лабораторії є вентилятор
охолодження в системному блоці комп’ютера, осцилографа та принтер.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Згідно з ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми рівнів шуму на робочих
місцях» нормативне значення еквівалентного рівня шуму при даному видові
діяльності та типу робочого місця складає 50 дБА, а рівень фактичного шуму
становить 44-48 дБА, що відповідає нормативному.
На робочому місці величина напруженості електромагнітного поля не
перевищує нормативне значення, визначене в НАОП 0.03-3.31-91 «Санітарні
норми та правила виконання робіт в умовах впливу полів промислової
частоти (50 Гц)» та НАОП 0.03-3.16-86 «Граничні допустимі рівні впливу
полів частот від 0,06 до 300 МГц».
Умови праці iнженерів - розробників при роботі з обладнанням крім
стану параметрів виробничого середовища, визначаються також
характеристиками використовуваного устаткування, якістю робочих
матеріалів у робочій зоні, конструкцією робочих меблів та її розмірними
характеристиками. Тип робочого крісла обирається у відповідності ДСТУ
7951-2015 та в залежності від тривалості роботи: при тривалій - масивне, при
короткочасній - крісло легкої конструкції, в якому легко пересуватися.
Ширина столу 0,9 м, усі предмети, що знаходяться на ньому розташовані на
відстані не більш 75 см від працівника, отже вони знаходяться в робочій зоні.
Електропроводка живлячої мережі в даному приміщенні прихованого
типу. Приміщення відноситься до 2 класу приміщень: приміщення з
підвищеною небезпекою ураження людини електричним струмом (оскільки в
приміщенні струмопровідна залізобетонна підлога). Обладнання,
встановлене в ньому живиться напругою 230 В і споживає потужність менше
ніж 2,5 кВт. Деяке обладнання, зокрема осцилограф, мілівольтметр,
системний блок ПК, має металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-
82:2016 в лабораторії повинна бути передбачені заходи, щодо захисту
працівників від ураження електричним струмом.
Під час роботи з електрообладнанням працівник зобов'язаний
виконувати ряд правил, а саме:
- при раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно
вимкнути електрообладнання;
- категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати
та вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи;
- категорично забороняється проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті;
- не знімати запобіжні кожухи;
- у випадку виявлення неполагодженого електрообладнання,
вимірювальних приладів і дротів, терміново вимкнути напругу;
- прилади керування та вимірювальні прилади слід розміщувати таким
чином, щоб було зручно проводити вимірювання, не перегинаючись через
прилади та провідники;
- у випадку враження електричним струмом слід терміново
звільнити потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої
допомоги, при необхідності викликати лікаря.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією
вибухопожежонебезпеки типу В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016 (горючі та
важкогорючі рідини, тверді горючі та важкогорючі речовини, а також
речовини, здатні горіти тільки при взаємодії з водою, киснем повітря або
один з одним.). В даному приміщенні забезпечуються необхідні заходи щодо
протидії виникнення пожежонебезпечних ситуацій згідно з НАПБ А.01.001-
2014 «Правила пожежної безпеки України». План евакуації розміщений на
стіні з вільним доступом до неї. Для попередження пожеж в ній
використовується електрична пожежна сигналізація променевого типу та
теплові датчики типу (ИП-105-2) у кількості 4 шт відповідно ДБН В.2.5.56-
2014.
Приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5У, який
закріплений у підставці на стіні поряд з дверима.
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (НПАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів.
Перевірка здійснюється згідно затвердженого переліку запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками та студентами на
робочому місці до початку роботи. Запис про проведення інструктажу
робиться у спеціальному журналі.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою - 1 раз у
квартал, на інших роботах - 1 раз на півріччя.
В результаті проведеного аналізу можливо зробити висновок про те, що
найбільш важливим чинником, що впливає на безпеку праці інженера-
розробника є можливість його ураження електричним струмом. Тому
необхідно розробити заходи захисту працівників від ураження електричним
струмом.
11.2 Засоби захисту працівників лабораторії від ураження
електричним струмом
Заходи та засоби захисту від ураження електричним струмом
поділяються на дві великі категорії:
– організаційні заходи – регламентація робіт, навчання, нагляд;
– технічні засоби – обладнання, пристрої та конструктивні рішення.
Відповідно до ПУЕ (Правила улаштування електроустановок), технічні
засоби захисту поділяють на:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
– засоби, що запобігають дотику до струмопровідних частин (ізоляція,
огородження, блокування);
– засоби, що знижують рівень небезпеки при дотику (захисне
заземлення, занулення, ПЗВ);
– засоби індивідуального захисту (ЗІЗ).
Організаційні заходи є першою лінією захисту і включають:
– навчання та атестація персоналу – присвоєння груп електробезпеки
(І–V) відповідно до НПАОП 40.1-1.01-97;
– наряд-допуск та розпорядження – документальне оформлення права
на виконання робіт в електроустановках;
– огляд і технічне обслуговування – планово-попереджувальний
ремонт (ППР) та вимірювання параметрів ізоляції;
– заборонні та попереджувальні знаки – плакати безпеки (ДСТУ ISO
6309:2007);
– виробничий контроль та нагляд – призначення відповідальних осіб за
електрогосподарство.
Електрична ізоляція є основним засобом захисту від дотику до
струмопровідних провідників. Розрізняють:
– робочу ізоляцію – забезпечує нормальну роботу обладнання та
захист від дотику;
– додаткову ізоляцію – незалежна від робочої, застосовується у разі її
пошкодження;
– подвійну ізоляцію – сукупність робочої та додаткової (клас захисту II
за IEC 60529);
– посилену ізоляцію – покращена робоча ізоляція з характеристиками
подвійної.
Нормативне значення опору ізоляції для мереж напругою до 1000 В –
не менше 0,5 МОм (ПУЕ, п. 1.7.29). Контроль здійснюється мегаомметром
типу М4100 або аналогами.
Захисне заземлення – навмисне електричне з'єднання
неструмопровідних металевих частин електроустановки з землею або її
еквівалентом. Принцип дії полягає у зниженні напруги дотику та напруги
кроку до безпечного рівня шляхом відведення аварійного струму до землі.
Застосовується в мережах з ізольованою нейтраллю (система IT) при
напрузі понад 1000 В та до 1000 В. Згідно з ПУЕ (п. 1.7.62), опір
заземлювального пристрою не повинен перевищувати:
– 4 Ом – для установок напругою до 1000 В із потужністю
трансформаторів понад 100 кВА;
– 10 Ом – для установок до 1000 В із потужністю до 100 кВА;
– 0,5 Ом – для установок вище 1000 В із ефективно заземленою
нейтраллю.
Конструктивно заземлення виконується у вигляді заземлювачів
(вертикальних стержнів із кутової сталі або труб діаметром 50–60 мм,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
довжиною 2,5–3 м) та горизонтальних з'єднувачів (смугова сталь 40×4 мм або
кругла 12 мм).
Занулення – з'єднання неструмопровідних металевих частин
електроустановки з нульовим захисним провідником. Застосовується в
мережах із заземленою нейтраллю (системи TN-C, TN-S, TN-C-S) при
напрузі до 1000 В.
Принцип дії: при пробої фази на корпус утворюється коротке
замикання у ланцюзі «фаза – нульовий провідник», що спричиняє
спрацювання захисних апаратів (запобіжників, автоматичних вимикачів)
упродовж нормованого часу відключення (0,2–0,4 с залежно від системи
захисту).
Для системи TN-S використовуються окремі нульовий робочий (N) та
нульовий захисний (PE) провідники; в TN-C-S – суміщений PEN-провідник
до певної точки мережі.
Пристрій захисного відключення (диференційний автомат, RCD –
Residual Current Device) – швидкодіючий захисний апарат, що реагує на
диференційний (різницевий) струм у захищеній мережі. Є найбільш
ефективним засобом захисту від ураження електрострумом при непрямому
дотику та від пожеж, спричинених витоком струму.
Принцип дії базується на вимірюванні різниці між вхідним та вихідним
струмами за допомогою тороїдного трансформатора струму. При
перевищенні пороговим значенням диференційного струму (IΔn)
відбувається миттєве відключення.
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики типових ПЗВ
Тип ПЗВ IΔn, мА In, А Uном, В Призначення
Побутовий (тип AC) 10 / 30 16 / 25 230 Захист
людини
Протипожежний
(тип A) 100 / 300 40 / 63 230 / 400 Захист від
займання
Промисловий (тип B) 30 / 100 63 / 125 400 Виробничі
установки
Селективний (тип S) 100 / 300 40 / 63 230 / 400 Каскадний
захист
Конструктивно ПЗВ бувають двох видів:
- електронні, залежні від напруги живлення, їх механізм для виконання
операції відключення потребує енергії, що отримується або від
контрольованої мережі, або від зовнішнього джерела;
- електромеханічні, незалежні від напруги живлення, вони дорожче
електронних ПЗВ, але мають більшу чутливість. Джерелом енергії,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
необхідної для функціонування таких ПЗВ є сам вхідний сигнал –
диференціальний струм, на який воно реагує.
Таблиця 11.2 – Міжнародна класифікація пристроїв захисного вимкнення
розроблена міжнародною електротехнічною комісією (МЕК)
RCD residual current protective device – захисний пристрій по
диференційному струму (загальна назва ПЗВ)
PRCD portable residual current protective device – переносний захисний
пристрій по диференційному струму
PRCD-S portable residual current protective device-safety - переносний
захисний пристрій по диференційному струму (в кабілі
подовжувача)
SRCD Fixed socket outless residual current protective device – захисний
пристрій по диференційному струму (вмонтований в розетку)
RCCB residual current operated circuit-breakers without integral
overcurrent protection - захисний пристрій по диференційному
струму без вбудованого захисту від надструмів
RCBO residual current operated circuit-breakers with integral overcurrent
protection – захисний пристрій по диферент-ційному струму з
вмонтованим захистом від надструмів
RCM residual current monitor – пристрій контролю диференційного
струму (струму витікання)
Всі ПЗВ за вхідним сигналом класифікують на декілька типів:
- що реагує на напругу корпусу щодо землі;
- що реагує на диференціальний (залишковий) струм;
- що реагує на комбінований вхідний сигнал;
- що реагує на струм замикання на землю;
- що реагує на оперативний струм (постійний; змінний 50 Гц);
- що реагує на напругу нульової послідовності.
Застосування ПЗВ повинне здійснюватися відповідно до Правил
улаштування електроустановок (ПУЕ). ПЗВ вибираються за двома
параметрами: чутливість (номінальний вимикаючий диференційний струм) і
номінальний струм.
Застосування малої напруги (до 50 В змінного або до 120 В постійного
струму) суттєво знижує небезпеку ураження. Відповідно до ДСТУ EN 60529,
системи малої напруги безпеки (SELV, PELV) застосовуються для
переносного інструменту, ручних ламп і в особливо небезпечних умовах
(вологі приміщення, замкнені металеві ємності).
Розділювальний трансформатор (ізолювальний) забезпечує гальванічну
розв'язку вторинного кола від первинного та від землі, усуваючи тим самим
ланцюг струму через тіло людини. Застосовується для живлення одного
споживача. Типові характеристики: потужність 0,25–10 кВА, Uвих = 220 В,
клас ізоляції — В або F.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Огородження (суцільні або сітчасті) унеможливлюють випадковий
дотик до струмовідних частин. Відповідно до ПУЕ: висота огороджень — не
менше 1,7 м для закритих РП та 2,0 м для відкритих; відстань від сітки до
струмовідних частин залежить від класу напруги (наприклад, 0,1 м для 1–10
кВ, 0,35 м для 35 кВ).
Блокування (механічне, електромагнітне або електронне)
унеможливлює включення напруги при знятих кришках або відкритих дверях
розподільчих пристроїв, а також забезпечує автоматичне зняття напруги при
відкриванні огороджень.
ЗІЗ електрозахисного призначення поділяються на:
– Ізолювальні – штанги, кліщі, діелектричні рукавиці, боти, калоші,
килимки, підставки;
– огороджувальні – тимчасові огородження, плакати, знаки безпеки;
– покажчики напруги – пристрої типу УВН-90, УВНФ тощо.
Таблиця 11.3 – Класифікація та параметри основних електрозахисних ЗІЗ
Засіб захисту Клас / марка Напруга
застосування Норматив
Діелектричні Клас 00, 0, 1, 2, 500 В / 1 кВ / ДСТУ EN
рукавиці 3, 4 7,5 кВ / 17 кВ /
26,5 кВ / 36 кВ 60903
Діелектричні боти БОТи-1 До 1000 В та ДСТУ EN
вище 50321-1:2021
Ізолювальна штанга ШО-110 / ШО-
220 110 / 220 кВ РД 34.03.603
Покажчик напруги УВН-90, УВНФ-
10 6–10 кВ НПАОП 40.1-
1.07-01
Діелектричний
килимок Тип «Електрик» До 1000 В
Усі ЗІЗ підлягають обов'язковим електричним випробуванням з
нормованою періодичністю: рукавиці – 1 раз на 6 місяців; боти – 1 раз на 3
роки; штанги – 1 раз на 24 місяці.
Захист від ураження електричним струмом є комплексним завданням,
що вирішується поєднанням організаційних та технічних заходів. Жоден
окремо взятий засіб не забезпечує стовідсоткового захисту, тому на практиці
застосовуються багаторівневі системи.
Найвищий рівень захисту досягається при одночасному використанні:
якісної ізоляції провідників, захисного заземлення або занулення (залежно
від типу мережі), пристроїв захисного відключення з IΔn ≤ 30 мА та
застосуванні ЗІЗ при роботах під напругою.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Таблиця 11.4 – Порівняльна характеристика основних технічних засобів
Засіб захисту Принцип дії Область
застосування Обмеження
Значний опір
Ізоляція для протікання Усі установки Старіння, механічні
струму пошкодження
Зниження
Заземлення напруги між Мережі IT (до і Потребує
корпусом та вище 1 кВ) регулярних
землею вимірювань
Коротке
Занулення замикання → Мережі TN до 1 Тільки з дієвим
відключення кВ захистом (ПЗВ/авт.)
ПЗВ Диференційний Побут, Не захищає від між
струм промисловість фазного КЗ
Особливо Обмежена
Мала напруга Обмеження
рівня напруги небезпечні потужність
умови споживачів
Обов'язковою умовою ефективності всіх технічних засобів є
дотримання термінів технічного обслуговування, регулярне вимірювання
параметрів ізоляції та опору заземлення, а також кваліфікований персонал із
відповідними групами електробезпеки.
Пропонується для захисту працівників від ураження струмом
застосувати наступні пристрої:
Назва пристрою Зовнішній вигляд Технічні характеристики
Номінальна робоча напруга: 230 В
Частота: 50 Гц
Номінальний робочий струм: 40 А
Номінальний струм: 21 - 40 А
Диференціальне Струм витоку: 0,03 А
реле Schneider Номінальна відключає здатність, кА:
Electric Easy9 2P 4,5
40А 30мА тип Кількість полюсів: 1+N
AC EZ9R34240 Ступінь захисту: IP 20
Максимальний перетин провідників,
мм2: 25
Механічна зносостійкість, цикли:
5000
Електрична зносостійкість, цикли:
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
2000
Робоча температура,°С: -25 ... 60
Номінальна напруга, В:230/4 00
Номінальна частота мережі, Гц: 50
Номінальний струм, А: 16
Кількість полюсів: 1
Автоматичний Номінальна відключаюча здатність:
вимикач 4,5 кА
Schneider Electric Відключаюча характеристика: C
Easy9 1P 16A Перетин провідників, що
хар-ка C 4,5кА підключаються мм2: 1-25
EZ9F34116 Ступінь захисту: IP20
Механічна зносостійкість, циклів:
10000
Електрична зносостійкість, циклів:
4000
Робоча температура, °С: -25 ... +60
Ступінь захисту: IP 20
Номінальний струм, А: 35-93
Кількість фаз: 1 фаза (220в)
Функція: Захист від перенапруги
Напруга живлення, В: 100-400
Нижній поріг вхідної напруги, В:
120–210
Верхній поріг вхідної напруги, В:
220–280
Реле контролю Номінальний струм, А: 40
напруги Номінальна потужність, кВт: 8,8
ZUBR D40 Максимальний струм навантаження,
А: 50
Час відключення при перевищенні,
сек: 0,05
Час відключення при зниженні, сек:
1,2
Кількість комутацій під
навантаженням, циклів: 10 000
Кількість комутацій без
навантаження, циклів: 100 000
Час затримки включення, c: 3-600
Індикація: LED-дисплей
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
2. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
3. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
4. ДСТУ EN 60947-1:2017. Апаратура комутаційна та апаратура
керування низьковольтна. Ч. 1. Загальні правила (EN 60947-1:2007;
А1:2011; A2:2014, IDT; IEC 60947-1:2007; А1:2010, А2:2014, IDT).
Прийнятий методом перекладу. Ідентичний щодо EN 60947-1:2007.
5. ДСТУ ІЕС 60909-0:2007. Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Ч. 0. Обчислення сили струму (ІЕС 60909-
0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: Держспоживстандарт України,
2009. 51 с.
6. ДСТУ ІЕС TR 60909-4:2008 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 4: Приклади розрахунку струму
короткого замикання/
7. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
8. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
9. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для
студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П.
Павленко. – Харків : ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
10. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
11. 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.
12. 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.,
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
13. Охріменко В. М. Споживачі електричної енергії [Електронний ресурс] :
підручник / В. М. Охріменко ; Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М.
Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М. Бекетова, 2019. – 286 с. – режим
доступу: http://elib.chdtu.edu.ua/e-books/4827
14. Перехідні процеси в системах електропостачання: підручник для ВНЗ /
Г.Г. Півняк, І.В. Жежеленко, Ю.А. Папаїка, Л.І. Несен, за ред. Г.Г.
Півняка ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – 5-те вид.,
доопрац. та допов. – Дніпро : НГУ, 2016. – 600 с.
15. Правила улаштування електроустановок / Міненерговугілля УКРАЇНИ.
Видання офіційне. Київ, 2017. 617 с. URL: https://art-energetyka.com.ua
16. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
19. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
20. 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.
21. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. /
О. І. Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В.
Курбака ; за ред. Солов’я О. І. ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
22. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
23. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
Арк.
ЧДТУ А1 22313 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135