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/5706| Title: | Електропостачання підприємства обробки та переробки деревини |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Голуб, Юрій Миколайович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства обробки та переробки деревини. 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 розглянуті питання розрахунок малопотужного силового трансформатора. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання порівняльного розрахунку затрат на встановлення конденсаторних установок відносно збільшення перерізу лінії електропередачі. В розділі з охорони праці проведено розрахунок системи місцевої витяжної вентиляції. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5706 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Голуб.pdf Restricted Access | 16.15 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21013 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства обробки
та переробки деревини»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Голуб Юрій Миколайович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Костянтин КЛЮЧКА
(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 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Голубу Юрію Миколайовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства обробки
та переробки деревини»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянтин Миколайович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
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 –
4896 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2250 МВА; 5. Розміри цеху –
46х24х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 46 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 886 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розрахунок малопотужного
силового трансформатора; 9. Техніко-економічні розрахунки – Порівняльний розрахунок
затрат на встановлення конденсаторних установок відносно збільшення перерізу лінії
електропередачі; 10. Охорона праці – Розрахунок системи місцевої витяжної вентиляції.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розрахунок малопотужного силового трансформатора
10 Техніко-економічні розрахунки – Порівняльний розрахунок затрат на встановлення
конденсаторних установок відносно збільшення перерізу лінії електропередачі
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 09.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 10.03.25 – 17.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 18.03.25 – 31.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 01.04.25 – 07.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 08.04.25 – 17.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 18.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 09.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 10.05.25 – 12.05.25
9 Індивідуальне завдання 13.05.25 – 16.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 17.05.25 – 18.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 19.05.25 – 20.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 21.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Юрій ГОЛУБ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Костянтин КЛЮЧКА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування……………………. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
ремонтного цеху………………...………………………….. 9
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………….……………………………….. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ………… 20
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 25
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 26
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 26
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху…………………………………………………... 29
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 29
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 37
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 39
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 39
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 43
3.3. Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 46
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Голуб Ю.М. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М Електропостачання 3 155
Реценз. підприємства обробки та
Н. Контр. Курбака Г.В. переробки деревини ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12
Затверд. Ситник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 52
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 52
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 56
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 59
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 64
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 64
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 66
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 70
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 70
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 73
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 77
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 81
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 81
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 83
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 84
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 85
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 87
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 88
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 90
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 90
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 93
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 93
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 95
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 98
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 103
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 103
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 104
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 108
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 111
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 112
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 116
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 120
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 120
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 121
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 123
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1
кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання 124
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 125
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 127
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок малопотужного
силового трансформатора …..……………………………………. 132
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Порівняльний
розрахунок затрат на встановлення конденсаторних установок
відносно збільшення перерізу ліній електропередачі…………. 141
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………...……………………………….. 144
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають на
робочих місцях деревообробної дільниці підприємства.. 144
11.2 Розрахунок системи місцевої витяжної вентиляції ……... 147
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 155
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
ВСТУП
Електричні схеми підприємств будуються з врахуванням зручності та
безпеки їх обслуговування, крім цього вони мають забезпечувати необхідну
якість електроенергії та безперебійність електропостачання споживачів в
нормальних та аварійних умовах.
Одночасно системи електропостачання повинні бути економічними за
початковими затратами, щорічними витратами, втратами електроенергії та
витратам дефіцитних матеріалів та устаткування. Для цього застосовуються
зв’язки між електричними мережами різних відомств, від яких виконуються
живлення промислових, комунальних та інших споживачів. При спорудженні
на підприємствах власних електростанцій, головних понижуючих підстанцій та
інших джерел живлення слід враховувати потребу в електроенергії також і
довколишніх споживачів. Особливо це актуально в сільських та інших районах,
які недостатньо охоплені енергетичними системами, оскільки це дозволяє
створювати в таких місцях надійні системи електропостачання з витратами
незначних засобів на резервування.
Електричні мережі підприємства (траси кабельних та повітряних ліній,
розміщення електроустановок і т. д.), разом з іншими його комунікаціями
(паропроводи, повітропроводи і т. д.), є частиною загального комплексу
підприємства та повинні пов’язуватися з його генеральним планом,
будівельною та технологічною частинами.
Надійність електропостачання підприємств слід, як правило, підвищувати
наближаючи до джерел живлення (ТЕЦ, ГПП і т. д.), в міру збільшення
потужності, відповідних ланок системи, оскільки аварії в потужних ланках
призводять до тяжчих наслідків, ніж аварії в дрібних, та охоплюють великі зони
підприємства.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної записки
та графічної частини.
Метою даної випускної роботи бакалавра є розрахунок та вибір сучасних
елементів системи електропостачання підприємства у відповідності з вимогами
ЕСКД та інших вимог та стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі [1].
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проєктуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом електроприводів,
що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового виробництва.
Електроприймачі, як електрична частина технологічних агрегатів, входять
невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому визначають роботу цієї
системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 2] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання [1].
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного виробництва
на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких призводить до масового
недовипуску продукції, нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що
мотивується тім, що наносяться «значні збитки народному господарству».
Із всього сказаного видно, що сучасне виробництво пред’являє високі
вимоги до підготовки інженерів-фахівців в області промислового
електропостачання; одночасно потрібна значна кількість інженерів, що
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
володіють знаннями в області автоматики, обчислювальної техніки та
енергозберігаючих технологій.
Перехід на автоматизовані системи управління може бути успішним
тільки при наявності засобів автоматики та кваліфікованих інженерів в області
автоматизованого електропостачання.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах [1].
Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Згідно з завданням на представлену випускну бакалаврську роботу,
об’єктом, електропостачання якого проєктується, є підприємство обробки та
переробки деревини. Продукцією підприємства є відциліндровані колоди, сухі
пиломатеріали (дошка, дошка напольна, брус, профільований брус, клеєний
брус, рейка, євровагонка), деревно-плитні матеріали (фанера, ДВП, ДСП) та
деревні паливні гранули.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в ту
чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії
ремонтного цеху
Об’єкт, для котрого проєктується система електропостачання ремонтний
цех. Цех призначений для обслуговування та ремонту обладнання основного
виробництва, де основними складовими є металічні частини. У нашому цеху
використовуються різноманітні верстати, агрегати та установки. Основними
споживачами електричної енергії, є асинхронні електродвигуни традиційних
верстатів (токарний, фрезерний, свердлильний, шліфувальний, згинальний
верстат, автоматична машина для навивки пружин, різьбонакатна установка
тощо), так і та спеціальні електроспоживачі (автомат контактного зварювання,
індукційна установка та ін.), крім того в цеху є освітлювальна мережа, яка
споживає відносно невелику кількість електроенергії. На території цеху наявне
нормальне середовище, відсутня критична запиленість та агресивні суміші в
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
повітрі. Кількість електроспоживачів становить − 42 шт., в т.ч. однофазних
споживачів – 6 шт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху відсутні
вибухонебезпечні речовини.
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими плитами,
підлога з бетону.
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%,
запиленим зі струмопровідним пилом. Технологічне обладнання розмішене
окремими групами в залежності від спеціалізації і вимог технологічних карт.
Цех зведений з плит, стіни поштукатурені, побілені, стеля перекрита
пустотілими плитами, підлога бетонна, є двері та вікна. Розміри приміщення:
довжина – 46 м, ширина – 24 м, висота − 6м.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного
проєктування СЕП промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ –
2016» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху поштукатурені
і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите, опалюване.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ. Ця підстанція розміщена в
окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води.
Даний цех містить споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить до
масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ цех має електроприймачі, що відносяться до
споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до зупинки
технологічного процесу, псування обладнання, погіршення екологічного
стану чи виникнення загрози для людського життя. Електроприймачі другої
категорії в нормальних режимах повинні забезпечуватися електроенергією від
двох незалежних взаємно резервованих джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні електропостачання
від одного з джерел живлення допустимі перерви електропостачання на час,
необхідний для включення резервного живлення діями чергового персоналу або
виїзної оперативної бригади.
План цеху та розташування обладнання приводиться на аркуші № 5
графічної частини роботи. Обладнання цеху розміщене з урахуванням
виконуваних операцій ремонтного цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких виконано розподільчих пунктів
(РП). Напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трьохфазної мережі змінного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц. Також
серед електроприймачів є однофазні споживачі – автоматична машина для
навивки пружин, 3 шт., а також індукційна установка, 3 шт.
Більшість верстатів та агрегатів працюють в тривалому режимі роботи. В
короткочасному режимі працює більшість електроприймачів допоміжних
механізмів верстатів. В повторно-короткочасному режимі працюють
електродвигуни підйомників, автомати для контактного зварювання,
автоматичні машини пружинонавивочні.
Повна встановлена потужність цеху становить 886 кВт.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Кіль-
№ поз. Потужні-
Назва електроспоживачів кість, Кв cosφ tgφ
на плані сть, кВт
шт.
Однофазні електроприймачі 0,23 (0,4) кВ
12 Автоматична машина для
3 13,5 0,15 0,5 1,73
навивки пружин (ТВ=25%)
7 Індукційна установка 3 100 0,8 0,96 0,29
Силові трифазні електроприймачі напругою 0,4 кВ
1 Прес-автомат 3 27 0,65 0,7 1,33
2 Згинальний верстат 3 26 0,65 0,7 1,33
3 Стрічкопильний верстат 3 22 0,65 0,7 1,33
4 Шліфувальний верстат 3 17 0,65 0,7 1,33
5 Розточний агрегат 3 16 0,65 0,7 1,33
6 Різьбонакатна установка 3 5,5 0,65 0,7 1,33
8 Прес металевих деталей 2 37 0,17 0,65 1,17
9 Автомат контактного зварювання
2 50 0,35 0,8 0,75
(ТВ=65%)
10 Фрезерний верстат 1 12,1 0,15 0,5 1,73
11 Токарний верстат 2 8 0,15 0,5 1,73
13 Свердлильний верстат 1 1,1 0,15 0,5 1,73
14 Електроталь (ТВ=60%) 2 11,5 0,1 0,5 1,73
15 Вентилятор 8 4 0,8 0,8 0,75
Освітлення − 12,7 0,85 0,95 0,33
В обох частинах цеху передбачені підйомні механізми – електроталі. При
проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого (внутрішньоцехового
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
розташування) типу, що розміщується максимально близько до найбільш
потужних електроприймачів.
Згідно ДБН В.2.5-28-2006 «Природне і штучне освітлення», рівень
нормованої освітленості для системи загального освітлення складає Е=200 лк.
Серед особливостей розташування обладнання у приміщенні цеху є те, що
вимагається достатньо рівномірне освітлення приміщення.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного навантаження
підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних кабельних
каналах. Основними високовольтними споживачами є 8 трансформаторних
підстанцій напругою − 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2, здійснено від двох не залежних
вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям (ПЛ). Така
схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні ремонтно-
налагоджувальні характеристики.
На території підприємства, крім основних виробничих цехів, також
знаходяться адміністративно-проєктний корпус, котельня, ГПП.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в ту
чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Структура підприємства приведена на генеральному плані (лист №1) і
включає цехи основного виробництва, та 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, характеристику оточуючого середовища.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,4 кВ, а освітлення – 0,23 кВ; дані
наведені в відповідних таблицях дипломного проєкту. Частота змінного струму
– загальнопромислова, тобто 50 Гц.
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження заводу.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох незалежних вводів
районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: на території підприємства розташована ГПП
яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до найбільш
великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції тепер
виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується число
ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2250 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 71 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 105 квар, в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи мережі
і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)= I( t)×dt ,
Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T ( у решті
0
випадків ‒ Θ<3×T );
0
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I( t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφроз .
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P по активній потужності за час
Θ
t+Θ
1
PΘ = P( t)dt .
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах середньої
та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи електропостачання
дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до сукупності вихідних
даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[3, 6]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р, для
одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність автомата контактного зварювання та електроталі
визначаємо за виразом
ру, ТВ = рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Рном =рном (2.1)
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
Для виконання розрахунку всі електроприймачі розділяємо на 15 груп за
ознакою коефіцієнта використання та споживаної потужності.
Для прикладу приведемо розрахунки для четвертої групи обладнання,
що складається з трьох шліфувальних верстатів
Рном 4 =17∙3 = 51 кВт.
Аналогічно виконуємо розрахунок для інших груп обладнання.
Встановлену потужність нашого цеху визначаємо наступним чином
15
Pвст.в =Рвст.гр =Рвст 1+Рвст 2 +Рвст 3 +Рвст 4 +Рвст 5 +Рвст 6 +Рвст 7 +Рвст 8 +
1
+Рвст 9 +Рвст 10 +Рвст 11+Рвст 12 +Рвст 13 + Рвст 14 + Рвст 15
Pвст.в =81+78+66+51+48+16,5+300+74+81+12,1+16+10,1+2,2+18+32=886 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Qном =qном =рном×tgφп (2.1 а)
1 1
де tgφ ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Для нашої групи, що складається з трьох шліфувальних верстатів,
отримаємо
Qном 4 =51×1,33=67,8 квар.
Аналогічно розраховуємо для інших груп приймачів, отримані
результати заносимо до таблиці 2.1.
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Qном цеху =81×0,651,33+78×0,651,33+66×0,651,33+...+18×0,11,73+
+32×0,80,75=433,5 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення (цеху) визначається
розрахунковою величиною K ×P , що відповідає значенню K , за
в ном p
співвідношенням
Pроз =Kp×Kв×Pном , (2.2)
де Kp=f (Kв,ne,Ta ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання K та ефективної кількості електроприймачів п
в е та
сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні навантаження.
Згідно [3] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток K ×P є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
в ном
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів n визначаємо за
e
співвідношенням
n
Pном
1
ne = , (2.3)
n
n×p2
ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2×pном
n , (2.4)
e =
pном.тах
2×886
ne = =17,72 .
100
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Значення коефіцієнта використання Кв по кожному окремому ЕП
визначаємо за довідковими даними [3].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і×pном.і
Kв = 1 , (2.5)
n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і×Pном.і
Kв.цеху = 1 , (2.6)
n
Pном.i
1
48×0,65+78×0,65+66×0,65+...+18×0,1+32×0,8
Kв.цеху = =0,63
48+78+66+...+18+32
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності для
цеху визначаємо за довідковими даними [3] − Кр = 0,88.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид
п
Pроз.цеху =Kp× Kв.цеху ×Pном =Kp×Кв.і×Pном.і , (2.7)
1
P кВт.
роз.цеху=0,88×(48×0,65+78×0,65+66×0,65+...+18×0,1+32×0,8)=473,7
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП розраховується за
співвідношенням
Qроз.цеху =Kp×Kв.i×Pном.i×tgφi , (2.8)
i
Qроз.цеху = 0,88
(48×0,651,33+78×0,651,33+66×0,651,33+...18×0,11,73+32×0,80,75) =
= 382,6 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ повинне бути додане освітлювальне
навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повну розрахункову потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ без врахування освітлення визначаємо за формулою
S 2 2
роз. = Pроз +Qроз ,
S = 473,72 + 382,62 = 609,0 кВА.
роз.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму, по можливості,
повинні бути розподілені найбільш рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3 Рном.max ф
або Рном, у = 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.9)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3 Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos
, включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф . (2.10)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.11)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
pном max ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються
по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці
2.4 [8].
Наприклад, для фази а маємо
P
(a) = Кв Рав (ав)а + Кв Рac (аc)а + Кв Рао ;
Q(a) = К Р
в ав q(ав)а + Кв Раc q(аc)а + Кв Qао ,
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
Р = 3 Р(с) ,
Q = 3 Q(c) . (2.12)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які необхідно об’єднати у дві групи . До них відносяться:
перша група − три автоматична машина для навики пружин, друга група – три
індукційні установки.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на свою (іншу) фазу), при цьому вони мають такі
характеристики:
− cosφпасп = 0,5 ;
− паспортні потужності яких складають: Sпасп.ф =13,5кВА;
− відносна тривалість вмикання кожного пристрою намагнічування
становить ТВ=25% (ТВ=0,25).
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,95 ;
− паспортні потужності яких складають: Sпасп.ф =100 кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1=3×Sпасп.ф× ТВ×cosφпасп ,
Рном, у1 = 3 13,5 0,25 0,5 =10,13 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на
лінійні напруги
Рном, у2 = 3 Рном.max ф .
Рном, у2 = 3 100 = 300 кВт.
Остаточно отримаємо для однофазних ЕП цеху
Р = Рном, у1 + Рном, у2,
РΣ = 10,13+300 =310,1 кВт.
Таким чином, умовна (еквівалентна) трифазна номінальна потужність
двох груп з трьох однофазних споживачів нашого цеху, з рівномірним
навантаження по фазам, становитиме близько 310,1 кВт.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [3].
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності [7].
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються 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 [7] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
Габаритні розміри нашого цеху: А=46м; В=24м; Н=6м. В цеху
використовуються світильники типу КСС, ГСП04 − 400, що містять розрядні
лампи ДРИ − 400, ККД=65%, кр =0,85; cos0 = 0,8 ( tg0 = 0,75).
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно виразу
Pmax оc = Рроз, ос, цеху = кп Рп.оc.ф S ,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1;
S – площа приміщення, S = 46 24 =1104 м2;
Р 2
п. оc. ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за формулою
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Рп.оc.табл к ,
100 кз.табл
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м2;
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 100 лк;
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною 200
лк.
Тоді:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
200 1,5
Рп.оc.ф = 8,4 0,5 =8,99 Вт / м2,
100 1,4
Pmax оc = Рроз, ос, цеху =1,18,99 1104=11 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qmaxоc =Qроз, ос, цеху = Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Qмах ос =Qроз, ос, цеху =110,75=8,3 квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р
0,38цеху роз.цеху+Росв, кВт ;
Р = 473,7+11= 484,7 кВт ;
0,38цеху
Q = Q
0,38цеху роз.цеху +Qосв, квар;
Q =382,6+8,3=390,9 квар ;
0,38цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )
SТП = 484,72 + 390,92 = 622,8 кВА.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [4].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P0,4 цеху + Q0,4 цеху . (2.13)
i i
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у вираз (2.13) відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
Sпр = 0,9 48962 + 49992 = 6298 кВА.
Таким чином, ми з використавши нормативну методику, виконали
розрахунок електричних навантажень по заводу, при цьому приблизна
розрахункова потужність має значення S пр= 6298 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Q
i роз ) має використовуватися розрахункове значення
і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку
представляють у вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3, 4]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі ремонтного цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (доцільно прийняти відповідно до найбільшої потужності
цеху), обираємо значення рівне − 0,2 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
484,7
r = = 28 мм.
3,14 0,2
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому
та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів αс.м. та αо.м.
(градус) визначаємо за формулами:
360 Р
= м.с.
с.м. ; (2.15)
Рм
360 Р
о.м. =
м.о. , (2.16)
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градус):
360 473,7
с.м. = = 352;
484,7
360 11,0
о.м. = = 8.
484,7
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо навантажувальні
координати інших цехів і підрозділів підприємства.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення представлені
в таблицях 2.2 – 2.4 та провівши відповідні обрахунки, отримаємо координати
центру електричних навантажень підприємства (м):
509184
Х = =104 м;
4896
328032
Y = = 67 м.
4896
Теоретичний центр електричних навантажень має координати у точці
(106; 65). Ці значення і будемо використовувати при виборі місця розташування
ГПП. Генеральний план підприємства наведено на аркуші №1 графічної
частини роботи. Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Координати ЦЕН ремонтного цеху обчислюють за виразами:
n
(Pроз. x )
і i
ХЦЕН = i=1
n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
У i=1
ЦЕН = n ,
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.5.
Таблиця 2.5 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Рном і, YЦЕН,
№ Найменування хі, м уі, м ХЦЕН, м
кВт м
1 Прес-автомат 27 3 81 24 648
2 Прес-автомат 27 7 189 24 648
3 Прес-автомат 27 11 297 24 648
4 Згинальний верстат 26 16 416 23,5 611
5 Згинальний верстат 26 19,2 499,2 23,5 611
6 Згинальний верстат 26 22,6 587,6 23,5 611
Стрічкопильний
7 22 27 594 24,3 534,6
верстат
Стрічкопильний
8 22 30,8 677,6 24,3 534,6
верстат
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Рном і∙ хі
Рном і∙ уі
Продовження таблиці 2.5
Стрічкопильний
9 22 34,7 763,4 24,3 534,6
верстат
Шліфувальний
10 17 2,2 37,4 18,1 307,7
верстат
Шліфувальний
11 17 6 102 18,1 307,7
верстат
Шліфувальний
12 17 9,8 166,6 18,1 307,7
верстат
13 Розточний агрегат 16 14 210 17,9 268,5
14 Розточний агрегат 16 18 270 17,9 268,5
15 Розточний агрегат 16 22 330 17,9 268,5
Різьбонакатна
16 5,5 26 143 18 99
установка
Різьбонакатна
17 5,5 30,5 167,75 18 99
установка
Різьбонакатна
18 5,5 35,3 194,15 18 99
установка
Індукційна
19 100 12,7 1270 6 600
установка
Індукційна
20 100 15,5 1550 6 600
установка
Індукційна
21 100 18,2 1820 6 600
установка
Прес металевих
22 37 22,2 821,4 8,6 318,2
деталей
Прес металевих
23 37 22,2 821,4 3,1 114,7
деталей
Автомат
24 контактного 50 1300 425
26 8,5
зварювання
Автомат
25 контактного 50 1300 300
26 6
зварювання
26 Фрезерний верстат 12,1 30 300 8,5 85
Токарний
27 208 24
верстат 8 26 3
Токарний
28 240 24
верстат 8 30 3
Автоматична
29 машина для 3,35 33,4 167 9,2 46
навивки пружин
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Продовження таблиці 2.5
Автоматична
30 машина для 3,35 36 180 9,2 46
навивки пружин
Автоматична
31 машина для 3,35 36 193 9,2 46
навивки пружин
Свердлильний
32 1,1 33,3 36,63 3 3,3
верстат
33 Електроталь 11,5 21 241,5 22 253
34 Електроталь 11,5 21 241,5 5 57,5
35 Вентилятор 4 1,9 7,6 20,5 82
36 Вентилятор 4 37,2 148,8 25,4 101,6
37 Вентилятор 4 12,8 51,2 11 44
38 Вентилятор 4 15,5 62 11 44
39 Вентилятор 4 18,2 72,8 11 44
40 Вентилятор 4 27 108 11 44
41 Вентилятор 4 9,8 39,2 1,4 5,6
42 Вентилятор 4 40,6 162,4 1,4 5,6
Разом 886 16965 11283 19 13
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН:
16834
ХЦЕН = =19 м ;
886
11518
YЦЕН = =13 м.
886
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Так як в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного навантаження
не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генплані об’єкта.
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати джерело
живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання електричних
навантажень.
Розміри, форма зони розсіяння, її центр визначають область найбільш
вигідного розташування джерела живлення на території промислового
підприємства.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Отже, зона розсіювання є геометричною характеристикою взаємного
розташування приймачів об’єкта та змін навантажень в часі.
Так як розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
перешкоджає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене вліво вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[3, 4, 6]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
підприємства [4]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 70 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої мережі
підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП бувають двох
видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [].
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в більшості
випадків одинарну секційну систему шин (при використанні двообмоткових
трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих пристроїв (КРП)
[3, 4].
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині секції
шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для відгалужень
до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних трансформаторів.
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене.
При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах міської та
промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35−110
кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в більшості
випадків одинарну секційну систему шин (при використанні двообмоткових
трансформаторів) і складається з комплектних розподільних установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині секції
шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної трансформації
з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на порівнюваних напругах.
Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110 кВ, що прокладена на
залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно
ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
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 у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ = 0,02 Sпр;
QТ = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА (S пр= 6297,1
кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ = 0,02 6298=126,0 кВт;
QТ = 0,16298= 629,8 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
SВН ГПП = 0,9 (4896+126,0)2 + (4999+ 629,8)2 = 6789 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання, Кзав.Л =0,85
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
6789
Іроз = 0,85 =15,1 А.
2 3 110
Переріз лінії живлення F (мм2
ек ) визначаємо за виразом
I
F м
eк = , (3.3)
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2; визначається
згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму навантаження від
1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії сталеалюмінієвими
провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,3 А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
15,1
Feк = =11,6 мм2.
1,3
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1]
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д = 265 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
15,14 1265;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25 ;
2 15,1 1 1,25 265,
30,2 331,3;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що містять
ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення кутів зсуву
стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням до 35−55
при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких до
нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
/ /
складової U вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U /
2ф ) складова падіння напруги в лінії Uф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 71= 23,35 Ом,
Х = х0l = 0,195 71=13,85 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 71 км ).
U/
ф =15,1 (23,35 0,63+13,85 0,75) = 434,8В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =15,1 (13,85 0,63− 23,35 0,75) =−111,1В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U //
ф1 = Uф2 +Uф = Uф2 +Uф + jUф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = U j
ф1 e ,
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (Uф2 + U/ )2 + (U/ / 2
ф ф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 + 434,8)2 + (−111,1)2 =110432В.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
U /
ф2 + Uф
−111,1
= arctg = 90,2.
110000 + 432
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110432 − 110000 = 432В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид представлений на рис. 3.6.
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
/
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
P R +Q X P R +Q X
U U/ = 3 (I R + I X) = і і і і
a p , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (15,10,6323,35+15,10,75 13,85) = 658 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П =П0 L , (3.14)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
Dcp
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/
0 +Х/ /
0 , (3.15)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів – =1
, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp = D12 D13 D23 , (3.16)
D 3
cp = 8 8 8 = 8,9 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F+ F
rпр = (1,151,20) cт . (3.16)
70+11
rпр = (1,151,20) = 6,1мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
2
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
2
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
P Q
Ia =
і ; Ip =
і , (3.18)
3 Uі 3 Uі
Тоді отримаємо
4896 4999
Ia = = 25,7 А, Ip = = 26,2А.
3 110 3 110
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.18), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що визначається на
6 ступені, кВА (S пр= 6297,1 кВА з таблиці 2.4).
Тоді отримаємо величини втрат:
РТ = 0,02 6298=126,0 кВт;
QТ = 0,16298= 629,8 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
S 2 2 (4.3)
np(6 ст.) SВН ГПП = 0,9 (4896+126,0) + (4999+ 629,8) = 6789 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = , (4.4)
2 0,7
6789
SТ = = 4849 кВА.
1,4
За цим значенням потужності доцільно буде обрати оптимальну
номінальну потужність трансформатора SТ = 6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К = i=1
1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=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 потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 ((2,652 1) + (1,992 1) + (1,992 2) + ...+ (3,982 3) + (3,312 1) + (2,652 1))
К1 = = 0,6.
6,3 (1+1+ 2 +1+1+ 2 + 3+ 3+ 2 + 3+1+1)
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
К/ 1
= i=1
2 , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
1 (6,812
К ' 3)
2 = =1,07.
6,3 3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
/ / np(6 ст.)
К2 = ,
Sном т
'' 0,9 6,789
К2 = = 0,97.
6,3
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,07.
Для трансформатора з масляним охолодженням та вимушеною
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θ о
охол = 30 С
та коефіцієнті початкового завантаження К1 = 0,6 згідно даних [6]. Значення
коефіцієнту допустимого перевантаження при аварійних несистематичних
перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе К2доп = 1,3.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,07.
На основі проведених розрахунків остаточно приймаємо трансформатор з
номінальною потужністю Sн.тр. = 6300 кВА, марки 2×ТМН – 6300/110 У1, що
має напруги UВН = 115 кВ та UНН = 11 кВ, Ік.з. – 1%, втрати х. х. – 11кВт, втрати
к. з. – 44кВт.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так:
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.8)
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі для
даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Обидві умови виконуються з великим запасом.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. 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 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що буде
встановлена в нашому цеху
SТП 622,8
SприблТ = = = 444,9 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність трансформатора Sном Т = 400 кВА.
Для надійної роботи трансформаторів цехової КТП в післяаварійному
режимі (при живленні споживачів цеху від одного трансформатора), частина
невідповідальних споживачів III категорії на даний період відключається від
електропостачання, розвантажуючи трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює
P
N max
min = + N, (4.10)
кзаван Sном Т
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
484,7
Nmin = + 0,384 = 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3] у
функції Nmin і N , m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T , яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
формулою
2
Q 2
max T = (Nе кзаван.ф Sном T ) − Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф =
Ne Sном T
484,7
kз.ф = = 0,61.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,61400)2 − 484,72 = 25,4 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 =390,9− 25,4 =365,5 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.14)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми центру
при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо додаткову
потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК 2 =390,9−365,5−0,18 2 630 = −201,4.
Оскільки отримано, що QНК2 0 , тоді додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK =Q = 365,5 квар.
сум HK1
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна потужність
батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1.
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [2].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [4, 6].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [3, 4].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними
є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек
, що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними
батареями статичних конденсаторів, визначається за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92);
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.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 105 квар –
виходячи з умови до роботи), отримаємо максимальну реактивну потужність на
шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×4998,7+629,7-105-2448=2666 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКЛ−10,5−1350−У1
потужністю QБСК = 1350 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 2700 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [4]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки
ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають
споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися двокабельною
лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до РП
підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні напруги
на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться сушильні
камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з гідроприводом,
ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме припинення
електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового браку продукції,
псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності так,
щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення 0,4
кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ 3.3.35
– 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахунок проведемо на прикладі ремонтного цеху. За розрахункову
потужність кожного трансформатора приймаємо максимальне повне
навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та реактивного Qм.10 (квар)
навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі. Дані для
розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт
потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю приймаємо
рівними відповідно 2% и 10% повної максимальної потужності зі сторони
низької напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 = 484,7+0,02 2 400 =500,7 кВт;
Qм.10 =390,9+0,12 400= 470 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці 5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Qмакс10,
Позиція, ТП Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт
квар
1 484,7 390,9 2×400 500,7 470
7 304,4 320,9 2×250 314,4 370,9
2 1501,2 1460,1 2×1600 1565,2 1780,1
8 638,8 574,2 2×630 663,8 700,2
3 651,6 708,8 2×630 676,8 834
4 386,2 459,1 2×400 402,2 539,1
5 704,9 858,5 2×630 730,1 984,5
6 265 222,5 2×250 275 272,5
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми живлення
і розрахункових потужностей за виразом
S = Р 2 +Q 2 , (5.3)
л(ТП−1) макс10 макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
Sл(ТП−1) = 500,72 + 470,02 = 686,7 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I = л , (5.4)
л
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
686,7
Iл(ТП−1) = = 39,6А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2.
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
39,6
Fек(ТП−2) = = 24,8 мм2.
1,6
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка кабелю Sл, кВА L 2
л, м Iл, A Fек, мм Iт.д, А Марка кабеля
ГПП-ТП1 686,7 35 39,6 24,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП4 672 40 38,8 24,3 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 486 85 28,1 17,6 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 2370 50 136,8 85,5 160 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП8 964,8 38 55,7 17,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП3 1074 75 62 34,8 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 1225,7 140 70,8 44,3 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 387 90 22,3 13,9 70 АСБГ(3×16)
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
І І К К , (5.5)
л т.д 1 2
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
39,6 90 1,04 0,87;
39,6 81,43.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 Iл Iт.д К1 К2 К3, (5.6)
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо
2 39,5 90 1,04 0,87 1,25;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
79,2 101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 І L (r cos + x sin), (5.8)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 39,6 0,035 (0,047 0,78+0,92 0,63) =1,48 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
1,48 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [3, 5]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ –
симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же
послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, який в т.ч. надає загальну методику
розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В. Згідно з цим
стандартом параметри елементів схем заміщення можуть бути визначені в
іменованих одиницях (додаток 1 вказаного стандарту), або у відносних одиницях
з приведенням значень параметрів розрахункових схем до вибраних базисних
умов (додаток 1 вказаного стандарту).
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
Iб =
б .
3 Uб
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: Iб2 = = 5,5 кА.
3 10,5
х с
К1 х л
Rл
К1
х т р
Rт р
х а в т
Rа в т
К2 х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
х я 1 х я 2
R я 1 R я 2
Т П 1 Т П 2 К3 К4
Т П 1 Т П 2
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схАе м а заміщення для розрахунку
стSр ку з м ів КЗ у високовольтній мережі
х с х л А х т р 1 х т р 2
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
х с 0 х л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
U к 0
Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x б
c = , (6.1)
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2250 МВА – за умовою).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,044.
2250
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R б
пл = r0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл = х0пл lл
б , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 71 км ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,329 71 = 0,177;
1152
100
хпл = 0,195 71 = 0,105.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U S
х тp =
к б , (6.4)
100 Sн.mp
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
U
n = ном В 115
= =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо реактивний
опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = =1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ –
симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же
послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [4] (у п. 6.2 – 6.3
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I б1
кзК1 = , (6.5)
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
Z = (х + х ) + R 2
К1 c пл пл ;
2
Z 2
К1 = (0,044 + 0,105) + 0,177 = 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = = 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 = 2 IкзК1 kудК1, (6.6)
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
хc+х
kудК1 =1+ е пл ;
0,177
−3,14
k =1+ 2,71 0,044+0,105
удК1 =1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 2,17 1,4 = 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за виразом
I
IкзК2 =
б2 , (6.7)
ZК2
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
Z 2
К2 = (хс + хпл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл) ;
2
ZК2 = (0,044 + 0,105+1,67 + 0,21) + (0,177 + 0,21)2 = 2,06 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 = = 2,67.
2,06
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
іудК2 = 2 IкзК2 kудК2; (6.8)
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
Rпл+R
−3,14 шл
хс+хпл+х
k тр+хш
удК2 =1+ е ;
0,177+0,21
−3,14
k 0,044+0,105+1,55+0,21
удК2 =1+ 2,71 =1,68.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 = 2 2,67 1,68 = 6,32 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I б2
кзК3 = , (6.9)
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
Z 2 2
К3 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
ZК3 = (0,044 + 0,105+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,177 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0612)2 = 3,41.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм короткого
замикання в точці К3
5,5
IкзК3 = =1,62 кА.
3,41
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
іудК3 = 2 IкзК3 kудК3; (6.10)
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
Rпл+Rш+Rавт+R +R
−3,14 ш авт1+Rл1
Хс+Хпл+Хтр+Хш+Х
k =1+ е авт+Хш+Хавт1+Хл1
удК3 ;
0,177+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0612
−3,14
k 0,044+0,105+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1+ 2,71 =1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 = 2 1,62 1,09 = 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I б2
кзК4 = , (6.11)
ZК4
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК4 = (Хс +Х 2 2
пл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт2 +Хл2) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт2 +R л2) ;
ZК4 = (0,044 + 0,105+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,177 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0625)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм короткого
замикання в точці К4
5,5
IкзК4 = =1,61 кА.
3,42
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 = 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+R +R +R +R +R
−3,14 ш авт ш авт 2 л 2
Хс+Хпл+Хтр+Хш+Хавт+Х +Х +Х
kудК4 =1+ е ш авт 2 л 2 ;
0,177+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
−3,14
k =1+ 2,71 0,044+0,105+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,611,15 = 2,47 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого
К1 К2 K3 К4
замикання
R*к, в.о. 0,174 0,384 2,17 2,171
х*к, в.о. 0,153 2,03 2,63 2,632
Z*к, в.о. 0,23 2,06 3,41 3,42
ІКЗ, кА 2,17 2,67 1,62 1,61
іуд, кА 4,28 6,32 2,48 2,47
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить точку
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок 6.2),
користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [3, 4].
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканням в точці А.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
К2
х а в т 1 х с х а в т 2
К1
К3 К4 R а в т 1 х л R а в т 2
х я 1 R л х я 2
К1
Rя 1 R я 2
х т р
Т П 1 Т П 2 К3 К4
К2 Т П 1 R т р Т П 1
х а в т
S А
кз
R а в т
х с х л А
х ш
х т р 1 х т р 2
Rш
К2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і сххем а ва т 1 з а м іщеннхя ад в лт 2 я р озрахунку
х одноф
с 0 х л азного К
0 А R х
З
т р 1 0 х т р 2 0
К3 К4 ав т 1 R а в т 2
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо: х я 1 х я 2
− базисна потужність − Sб = 100 МВАU
R;
к 0
я 1 R я 2
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
Т− Пб а1 з и с ний стрТу П 2 К3 К4
м визначаємо за формулою
Т П 1 Т П 1 Ли с т
S
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а I = б
б .
Ко п и р о в а лА
3 U
S б Фо р м а т A4
Відповідно:к з
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
х с 3 115
х л А х т р 1 х т р 2
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
х с 0 х л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
U к 0
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової Ли с т
послідовності
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Індуктивний опір нульКо пв и о р ї о в ап ло с л ідовності повітряної Фло і рн м і а ї т х 0 A(4 в . о .)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 = n хпл; (6.13)
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової лінії
зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =30,105= 0,315.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і прямої
послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) = k S(3)
к к ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2250 = 3375 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції визначаємо
за виразом
S(1)
I(1) = к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
3375
I(1)
к = =17,71 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу х = х = х , ( х = 0,044 – визначається раніше).
с1 с2 с с
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х б
с0 = − хс1 − хс2;
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,044 − 0,044 =1,02.
17,71
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання двох
віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(1,02 + 0,315)(1,66 +1,66)
х0 = = 0,81.
(1,02 + 0,315) + (1,66 +1,66)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 І
І б
кзА = , (6.16)
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,044 + 0,105 = 0,149.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
І(1) 3 15,5
кзА = =14,75 кА.
0,149 + 0,149 + 0,81
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої мережі
підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою вторинною
обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи вторинних
обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних перемикань в
трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними параметрами,
що визначають конструктивне виконання елементів і побудову високовольтної
лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг, кількості та
потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого рівня та
компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на базі
заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат на
зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми не
враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не прив’язаних
до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш перспективний розвиток
електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи автотрансформаторів.
При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат за коефіцієнтом, що
визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній понижуючій
підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу підприємств
номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
100
= 5 4.
20
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене.
При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах міської та
промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ 35−110
кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної трансформації
з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на порівнюваних напругах.
Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110 кВ, що прокладена на
залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [4].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1 та 7.2.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Каталожні дані вимикача Умови вибору
Розрахункові дані
ВГТ-110-40/2500 У1
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ Uн Uном
Іmах = 35,4 А Іном = 2500 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд Ім.м.ск
In.t = 2,17 кА Iвідкл. = 40 кА Іn.t Івідкл
Вк = І 2
t= tф = 4,282 0,05= 0,92 В = І 2
к m tm = 672 0,05 = 224,4 2
Вк ІТ tT
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, кА;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Таблиця 7.2 − Вибір роз’єднувача
Каталожні дані роз’єднувача Умови вибору
Розрахункові дані
РДЗ-2-110Б/1000 У1
Uн = 110 кВ Uном =110 кВ Uн U
ном
Іmах = 35,4 А Іном = 1000 А І І
max ном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд Ім.м.ск
Int = 2,17 кА Iвідкл. = 31,5 кА І І
n.t відкл
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.3, а
секційного вимикача – в таблицю 7.4.
Таблиця 7.3 − Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/1250
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах(ввід) = 346,4 А Ін = 1250 А
Iуд = 6,32 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА
Int = 2,67 кА Iвідкл. = 31,5 кА
Вк = І 2
t= tф = 6,322 0,12 = 4,79 В = І 2 2
к m tm = 31,5 0,12 =109
де Імах(ввід) − розрахунковий струм ввідного вимикача, А.
Розрахунковий струм ввідного вимикача Імах(ввід) визначаємо за виразом
Sрозр
Imax(ввід) = ;
3 10,5
6298
Imax(ввід) = = 346,4 А.
3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Таблиця 7.4 − Вибір секційного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/630
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах(секційний) = 173,2 А Ін = 630 А
Iуд = 6,32 кА Iм.м.ск. = 20 кА
Int = 2,67 кА Iвідкл. = 20 кА
В = І 2 2 2 2
к t= tф = 6,32 0,12 = 4,79 Вк = Іm tm = 20 0,12 = 48
де Іmax(секційний) − розрахунковий струм секційного вимикача, А.
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані
більше (дорівнюють) розрахунковим.
Розрахунковий струм секційного вимикача Імах(секційний) (А) визначаємо за
формулою
0,5 Sрозр 0,5 6298
I I = =173,2 А.
max(секційний) = ; max(секційний)
3 10,5 3 10,5
Плавкі запобіжники (при їх наявності) напругою вище 1000 В вибирають
за конструктивним виконанням, номінальною напругою та струмом,
граничному струму відключення та потужності, роду установки.
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну стійкість
при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор струму
напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у ввідному
колі приведено в таблиці 7.5.
Таблиця 7.5 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Каталожні дані трансформатора
Розрахункові дані
струму ТОЛ-10 (800/5)
Uн = 10 кВ Uн = 10 кВ
Іmах = 353 А Ін = 800 А
Iуд = 6,32 кА Iд = 14,8 кА
Вк = І 2
t= tф = 6,322 0,12 = 4,79 В = І 2 2
к m tm =14,8 0,12 = 26,2
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Номінальний струм вторинної обмотки трансформатора складає І2н=5А,
допустима потужність вторинної обмотки при соsφ =0,8 та класі точності 0,5
складає S2н = 15 ВА.
Вибраний трансформатор струму перевіряємо на відповідність своєму
класу точності. Для цього має виконуватися умова
rпров.ф + rприл rн , (7.2)
де rпров.ф − фактичний опір з’єднувальних проводів, Ом;
rприл − сумарний опір приєднаних до трансформатора приладів, Ом.
rн − опір вторинної обмотки трансформатора струму, Ом; rн = 0,6 Ом.
Сумарний опір приєднаних приладів rприл (Ом) визначаємо за виразом
Sприл
r = , (7.3)
прил
I 2
2н
де Sприл − сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії, інші прилади), ВА; Sприл = 7 ВА.
Підставивши у формулу (7.3) відповідні значення, отримаємо сумарний
опір приєднаних приладів (Ом)
14
rприл = = 0,28.
52
Сумарний опір з’єднувальних проводів rпров (Ом) визначаємо за виразом
S 2
2н − I 2н(rприл + rк )
r = , (7.4)
пров
I 2
2н
де rк − опір контактів, Ом; rк = 0,1 Ом.
Підставивши у формулу (7.4) відповідні значення, отримаємо сумарний
опір з’єднувальних проводів (Ом)
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
15− 52 (0,28+ 0,1)
rпров = = 0,22.
52
Визначаємо переріз з’єднувальних проводів Fпров (мм2)
l
Fпров =
P , (7.5)
rпров
де lпров − розрахункова довжина проводів при з’єднанні в зірку, м; 1р = lпров = 25
м;
ρ − питомий опір матеріалу провідника, Ом·мм2/м; для алюмінієвих
провідників ρ = 0,02 Ом·мм2/м.
Підставивши у формулу (7.5) відповідні значення, отримаємо переріз
з’єднувальних проводів (мм2)
25 0,02
Fпров = = 2,27 мм2.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу F = 2,5 мм2.
Визначаємо фактичний опір з’єднувальних проводів rпров.ф (Ом)
l
r P
пров = ;
F
25 0,02
rпров = = 0,2.
2,5
Підставивши у вираз (7.2) відповідні значення, отримаємо
0,2+ 0,28 0,6; 0,46 0,6.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної обмотки
трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.6.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМІ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Таблиця 7.6 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р, Вт Q, вар S, ВА
Вольтметр Е-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величину мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання Fmin (мм2), згідно ПУЕ (пункти 1.4.16 − 1.4.18, [1]),
визначаємо за формулою
Іt= tф
F = , (7.6)
min
С
де Іt=∞ − ударний струм КЗ, що діє на ділянці лінії, А;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
tф – фіктивний час дії струмів КЗ, с;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
2
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм . Для кабелю з
2
паперовою ізоляцією жил С = 83 А с / мм .
Фіктивний час дії струмів КЗ tф (с) визначаємо за приблизним виразом
tф = t зах + tвідкл , (7.7)
де tзах − тривалість дії захисту, с;
tвідкл − тривалість дії відключаючої апаратури, с.
Підставивши у формулу (7.7) відповідні значення, отримаємо фіктивний
час дії струмів КЗ (с)
tф = 0,08+ 0,12 = 0,2.
Визначимо для прикладу мінімальний переріз кабелю з умови термічної
стійкості для лінії ГПП – ТП2.
Підставивши у формулу (7.6) відповідні значення, отримаємо
мінімальний переріз кабелю з умови термічної стійкості (мм2)
2470 0,2
F 2
min = =13,3 мм .
83
Лінія ГПП – ТП2 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ, з
якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т.ін. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні вимикачі
з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує захист мережі
від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови прокладання
живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг перед
магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні, безпеки і
надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу один або
декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції шаф
комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають
живлення. Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат
провідникового матеріалу. В залежності від характеру підприємства,
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
розміщення електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові
мережі можуть виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід, 3 -
електроприймачі
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання та
конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему живлення
споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує стомлення
робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає6 визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у приміщеннях,
на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності, що вимагають не
однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10
% від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в приміщенні
тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого освітлення
при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт пульсації
– Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість не
вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 46 м;
− ширина В = 24 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [7]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п = 30%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Проєктом додатково передбачено аварійне освітлення, призначене для
евакуації працюючих та попередження подальшого розвитку аварії.
Так як процес виробництва не потребує високого рівня кольоропередачі,
то робоче освітлення в цеху виконано люмінесцентними лампами низького
тиску, зважаючи при цьому на їх переваги: спектр випромінювання наближений
до природного, лампи мають високу ефективну віддачу – 75…90 лм/Вт, строк
служби – 10 000 годин і більше. Для цього вибираємо люмінесцентну лампу
типу ЛБ, яка відповідає вимогам освітленості і кольоропередачі для даного
технологічного процесу.
По каталогах підбираємо світильник типу ЛСП 16 - 2×70 – 0,02 УХЛ 4
ІР 20, для якого КСС (крива сили світла) – “Д” – косинусна (основний
світлорозподіл, кут відхилення напрямку світла від вісі симетрії світильника -
45˚).
Лампи вмикають в мережу за допомогою ПРА, працює в мережі
змінного струму. Тип ПРА – ІИ16/20–А–01–017 (ІУ16–545.251-82).
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Спосіб кріплення – підвіска шинопроводу вздовж металевих ферм на
полосових підвісках. Висота підвішування 0,3м.
Виділити люмінесцентну лампу типу ЛСП16 2×70-002УХЛ4 в мережу
аварійного освітлення по одному світильнику з ряду, але за умови, що перепади
напруги не перевищують 10 %.
Розраховуємо відстань між рядами світильників
L = Hp .
Для цього визначаємо:
1) за довідниковими даними для вибраного типу світильника відносну
відстань між рядами світильника, з КСС світильника типу “Д” Коефіцієнт
=1,4;
2) розрахункову висоту підвішування світильників
Нр = Н – hзв – hр.п.,
де
Н – загальна висота приміщення;
hзв – висота звішування світильника;
hр.п. – висота робочої поверхні;
Нр = 6 – 0,3 – 0,8 = 4,9 м;
L = 4,9 1,4 = 6,86 (м).
Відстань від крайнього ряду до стіни визначаємо залежно від наявності
робочих місць біля стіни
l = 0,5 L
l = 0,5 6,86 = 3,43 м.
Визначаємо кількість рядів світильників у приміщенні
Nрядів=А/L,
Nрядів=46/6,86 =6,6,
округлюємо до 6 рядів
Оскільки число рядів не є цілим числом, то уточнюємо величину L
L = 7 м.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
Рисунок 8.4 – Приклад розміщення світильників цеху:
hс – відстань від стелі до світильника,
Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни,
Lа – відстань між рядами
Розраховуємо індекс приміщення
і = (А×В)/(Нр×(А+В)),
і = (46×24)/(4,9× (46+24)) = 3,28.
Визначаємо коефіцієнт використання світлового потоку по довідниковим
даним [7], враховуючи, що і = 3,28
η = 74,7%.
Визначаємо потужність освітлювальної установки методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Розраховуємо світловий потік ряду
світильників – світної лінії
Фр=(Е×S×kз×z)/(η×Nрядів)
де z = 1.1 – коефіцієнт, що враховує нерівномірність освітлення
Фр= (300×45×25×1,5×1,1)/(0,747×6) = 124247 лм.
Світловий потік лампи ЛБ 80 складає Ф0 = 5220 лм
Розраховуємо кількість світильників в ряду (2 лампи)
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
N Ф /Ф = 124247/(2×5220) ≈ 12.
в ряду = р 0
Визначаємо загальну кількість світильників і встановлену потужність
освітлювальної установки:
N∑ = N ×
рядів Nв ряду,
N∑ = 6×12 =72;
P∑ = P0 N∑ k
ПРА,
P∑ = 140 72 1,1 = 11088 Вт = 11,09 кВт.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Джерелом електропостачання освітлювальної установки являється
загальна мережа цеху 0,4/0,23 кВ з глухо заземленою нейтраллю.
З метою управління освітленням та захисту її від струмів короткого
замикання і перевантаження встановлюються групові освітлювальні щити
робочого і аварійного освітлення.
Для цехів промислових підприємств найбільш доцільним являється
централізоване управління освітленням з елементами автоматизації.
В приміщенні проєктом передбачити щит робочого освітлення і щит
аварійного освітлення.
Для зручності управління всі світильники поділяють на групи: кількість
груп – 6.
Групову освітлювальну проводку виконати кабельно-провідниковою
продукцією з мідною жилою. Мережу виконати кабелем ВВГ. В проєкті
прийняти трипровідну схему підключення світильників. Номінальна напруга –
220 В.
Для зручності управління освітлення, для захисту установки від струмів
короткого замикання і перевантаження, в цеху передбачена установка щита
робочого робочого освітлення ЩРО серії УКРПРЭ-29АУ3,та щита
розподільчого аварійного освітлення серії УКРПРЭ-01АУ3.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження
Переріз освітлювальної електропроводки вибирається за умовою
нагрівання і перевіряється на втрати напруги. Приймаємо кабелем ВВГ 3 10 і
перевіряємо на втрату напруги.
Розрахунковий струм в залежності від системи виконання мережі
визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
P 3
роз 10
Ipоз = ;
Uф cos
– для двофазних двопровідних мереж (2ф + N)
P 3
роз 10
Ipоз = ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
P 3 3
роз 10 Pроз 10
Ipоз = = ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності.
Iр = Ргр/(UнСоsφ)
Iр = 11088/(220×0,92) = 54,78 А
де
сos φ =0, 92 − для люмінесцентних ламп.
Групову освітлювальну мережу виконати кабелем з трьома мідними
жилами, який прокладено в повітрі − ВВГ 3 10; Іт.д= 66 А [1, 3, 12]
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги
Зниження напруги відносно номінальної пов’язано зі зменшенням
світлового потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на
робочих місцях.
Збільшення напруги відносно номінальної пов’язано з додатковою
витратою енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє
особливо важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [7] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % Uном , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками – не нижча
95 % Uном . У мережах 12 – 42 В допускаються втрати напруги до 10 % Uном ,
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Перевіряємо мережу на втрати напруги
ΔU = (2×1011×М)/(γ×S×U 2
н ) ,
де
М – момент навантаження, кВт м;
γ – питомий опір матеріалу провідника, Ом м;
γ=50,6× 106 Ом× м (для міді)
S – переріз провідника, мм2;
Uн – номінальна напруга групи, В.
Розрахунок моменту навантаження групи:
Складаємо розрахункову схему групи (рисунок 8.6):
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Рисунок 8.6 – Розрахункова схема групи моменту навантаження
групи світильників
Отримаємо:
l1=56м;
l2=l3=l4=l5=l6=1,8м;
l7+8=3,6м;
l9=l10=l11=l12=1,8м;
М = [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6 + (6
160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 + (10 160) 1,8 + (11
160) 56]×1,1 = 127,2 кВт м.
Зниження напруги по відношенню до номінального не повинно
перевищувати в найбільш віддалених ламп 2,5% для робочого освітлення
промислових приміщень.
Втрати напруги для робочого освітлення становлять
ΔU = (2×1011×127,2)/(50,6×106×1,5×2202) = 6,9 %.
Отримані втрати перевищують встановлені 2,5 %, тому збільшуємо
переріз струмоведучої жили у 2 рази.
ΔU = (2×1011×127,2)/(50,6×106×4×2202) = 2,49 %.
Умова виконується, тому приймаємо переріз провідника ВВГ 3×4 Іт.д.=35
А.
Для економії матеріалу переріз збільшуємо лише для 4-ої, 5-ої, 6-ої груп,
так як вони знаходяться на найбільшій відстані від щита робочого освітлення.
Перевіряємо втрати 3-ої групи:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
М= [(160 1,8) + (160×2)×1,8 + (3 160) 1,8 + (4 160) 1,8 + (5 160) 3,6 + (6
160) 1,8 + (7 160) 1,8 + (8 160) 1,8 + (9 160) 1,8 + (10 160) 1,8 + (11
160) 29,3]×1,1 = 75,7 кВт м; ΔU = (2×1011×75,7)/(50,6×106×1,5×2202)=2,6 %.
Умова не виконується, тому для груп 1,2,3 збільшуємо переріз
ΔU = (2×1011×75,7)/(50,6×106×2,5×2202)=2,4 %.
Умова виконується, тому для груп 1,2,3 приймаємо переріз провідника
ВВГ 3×2,5; Іт.д.=25 А.
Перевіряємо мережу ремонтного освітлення на втрати напруги,
приймаючи при визначенні моменту навантаження максимальну потужність
трансформатора. При цьому враховуємо, що до світильника ремонтної
переноски підключається лампа розжарювання з Рн=60 Вт
М=60×59,6=3576 Вт× м=3,6 кВт×м;
ΔU = (2×1011×3,6)/(50,6×106×4×422)=2%.
Встановлюємо додаткові ящики з понижуючими трансформаторами типу
ЯТП 0,25. При цьому живлення ящиків буде розраховане на 220 В, а сама
ремонтна переноска підключатиметься до ящиків з трансформаторами і буде
розрахована на 42 В.
Втрати напруги в мережі ремонтного освітлення не перевищують 2,5%.
Отже, для ремонтного освітлення приймаємо кабель ВВГ 3×2,5; Іт.д.= 25 А.
Оскільки висота приміщення – 6 м, то дозволяється виконати проводку по
стінах під скобу. Проводка до щитів робочого і аварійного освітлення
виконується в лотках кабельних.
Підбираємо по каталогах щит робочого освітлення типу УКРПРЕ- 29АУ3,
та щит аварійного освітлення типу УКПРЕ- 01АУ3.
Вибираємо автоматичний вимикач для групи приймачів:
Розраховуємо уставку автоматичного вимикача на щиті для захисту
мережі від струмів короткого замикання і перенавантаження
Іуст 1,25×Ір =1,25×54,78= 68,5А
Іуст=80А – приймаємо автоматичний вимикач серії ВА-60, часострумова
характеристика типу “С”, 1-полюсний, ІР23.
Вибираємо автоматичний вимикач для захисту світильників аварійного
освітлення. Визначаємо розрахунковий струм групи приймачів аварійного
освітлення:
Ргр = Р0 N св. в гр kПРА;
Ргр = 160 6 1,1 = 1056 Вт;
Iр = Ргр/(UнСоsφ);
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Iр = 1056/(220×0,92) = 6 А;
Іуст≥1,25×6=7,5 А;
Іуст=10 А.
Приймаємо автоматичний вимикач серії ВА 60, 1-полюс.
Переріз провідника, що живить групу світильників аварійного
освітлення, приймаємо ВВГ 3×2,5; Іт.д.=25 А.
Вибираємо вимикач для вводу в щит аварійного освітлення. Для
виконання умови селективності приймаємо уставку захисного апарату на
ступінь вище – АЕ2056; Іуст=16 А.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху електричної
мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років;
− Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних S>25
мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Вибір елементів схеми на стороні 10 кВ
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач навантаження
автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе
де
jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 6] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
Вибір елементів схеми на стороні 0,4 кВ.
Визначаємо розрахунковий струм за формулою
S К
н.т.р з.т
І = ;
р
3 U
н
400 0,78
І = =450,5 А;
р
3 0,4
де Uн = 0,4 кВ; Кз.т = 0,78.
Тип автоматичного вимикача приймається в залежності від типу шафи,
прийнятої проєктом, з умов:
Ін.а.в Ін.тр;
630 630;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Ін.т.р 1,25 Ір;
630 1,25 450,5=563;
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А.
Обираємо вимикач типу ВА88-39 630/630, для якого Uн=0,4 кВ, Ін=630А.
Вибір перерізу шин проводимо з умов:
Iт.д. ≥ Iз × Кз;
де
Кз=1 − для мережі до 1 кВ;
Iз= Iн.т.р;
Iт.д. ≥ 1∙630 ;
Iт.д. ≥ 630.
Відповідно приймаємо шини [12]
Іном.шин І ;
макс.роб
1,4 Sн.тр 1,4 400
Імакс.роб = = = 808,5 А.
3 Uвн 3 0,4
Вибираємо шини типу АД31Т розміром 60х6 та Ін=870А.
Проводимо розрахунок для вибору секційного автоматичного вимикача,
який спрацьовує в аварійному режимі, при виході з ладу одного з силових
трансформаторів. В аварійному режимі споживачі III категорії від’єднуються
від шин трансформаторів. Навантаження споживачів II категорії, що рівномірно
під’єднані до кожної секції шин, становлять 0,5 Sм(II), кВА на кожний
трансформатор.
Вибираємо секційний автоматичний вимикач з умов:
Ін.(с.в) Ін.т.р(с.в);
630 630;
Ін.т.р(с.в) 1,25 Ір(с.в);
630 1,25 475 = 594;
де Ін.т.р.(с.е.) – номінальний струм секційного автоматичного вимикача
(каталожні дані), А.
Далі струм, який буде проходити через секційний автоматичний вимикач,
визначаємо із умови
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
0,5Sм(ІІ) 0,5622,8
Iр.с.в= = =473А.
3 Uн 3 0,4
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-39 630/630, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=630А.
Переріз провідника цехової мережі вибирається за розрахунковим
струмом таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які
відповідають роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них
температури середовища, не перегрівалися більше допустимих.
Вибір перерізу провідника здійснюється за таблицями глави 1.3 ПУЕ [1].
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу. При цьому повинна
виконуватись умова
Ірозр Ідоп ,
де Ідоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі і шині для
даного перерізу ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом після аварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться в таблицю.
Вибір розподільчих щитів проводиться в залежності від:
− кількості під’єднаних електроприймачів до щита (від 2 до 12
максимально);
− номінального струму автоматичних вимикачів, та струму теплових
розчіплювачів, які захищають під’єднані електроприймачі.
− сумарного струму споживачів, під’єднаних до щита , який
− визначається з умови
Ip = Iн Kn ,
де Кп=0,3−0,7 для щитів в залежності від технологічної функції, яку виконують
споживачі [3], коефіцієнт, який залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі.
Для довготривалого режиму роботи струм визначається з умови
P
I = H ;
p ,
3 U cos
H
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
де Рн − номінальна потужність кВт,
Uн = 0,4кВ.
Для електроприймачів, які працюють в повторно-короткочасному
режимі з умови
P ТВ
H 1
I = ;
р ,
3 U cos 0,875
H
де ТВ приймається у відносних одиницях
P
I = H1
p1
3 U cos
H 1
Таблиця 8.1 – Вибір струмовідних частин живлення ЕП цеху
Найменування Iр, Iдоп.,
Марка
обладнання А А
Шліфувальний верстат 37 60 АВВГ 4×16
Розточний агрегат 32,6 60 АВВГ 4×16
Прес-автомат 58,6 90 АВВГ 3×35+1×25
Згинальний верстат 56,4 90 АВВГ 3×35+1×25
Стрічкопильний верстат 47,8 75 АВВГ 3×25+1×16
Електроталь 31 42 АВВГ 4×10
Вентилятор 7,6 19 АВВГ 4×2,5
Різьбонакатна установка 12 19 АВВГ 4×2,5
Індукційна установка 158,3 200 АВВГ 3×120+1×70
Прес металевих деталей 86,5 140 АВВГ 3×70+1×35
Автомат контактного зварювання 87,5 140 АВВГ 3×70+1×35
Фрезерний верстат 30,4 42 АВВГ 4×10
Токарний верстат 24,3 42 АВВГ 4×10
Автоматична машина
17,6 42 АВВГ 4×10
для навивки пружин
Свердлильний верстат 3,4 19 АВВГ 4×2,5
Конденсаторна установка (0,4 кВ) 303 330 АВВГ 3×185+1×95
ЩО 54,8 66 ВВГ 3×10
ЩАО 10 25 ВВГ 3×2,5
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = E -
1 м (ΔUтр +Uм +ΔUсп )−5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача від
РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ) . 0 0
Визначимо втрати напруги найбільш потужного електроприймача цеху –
індукційна установка, для якої Ір=158,3А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює
200 мм2, питомий активний та індуктивний опір: r0=0,15 Ом/км, х0=0,06 Ом/км,
Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×158×0,04×(0,15×0,95+0,06×0,31)=1,8В ;
л2
1,8
ΔU (%) = 100%=0,5%.
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU м
т = ×(Uа ×cosφ + U
S р ×sinφ) ,
нт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора
Sнт – номінальна потужність трансформатора
ΔР
U = кз
а ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
U 2 2
р = u кз -U а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 622,8
Sм = Sтп = = 311,5кВА
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
Uр = 4,52 -1,382 = 4,3% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
311,5
ΔUТ = ×(1,38×0,9 + 4,3×0,433) = 2,5% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,48% − 0,5% = 101,02% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 = U 2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.2 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші щити
встановлюються в максимально можливій близькості до електроспоживачів, з
урахуванням центру навантажень.
Вибір перерізу живлячого РП кабелю здійснюється з умови
Іт.д ІЗ КЗ ,
де Іт.д. − приймаємо з таблиць ПУЕ (13.4.-1.3.31.) в залежності від провідника
та способу прокладки;
ІЗ=Ін.т.р; КЗ=1 − для мережі до 1 кВ.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 8.3
Таблиця 8.3 − Переріз живлячого кабеля РП
Позиція РП Тип РП Іт.д ІЗ КЗ Марка кабелю
АВВГ
РП1 ПР11-3053-54У3.1 340 320
2(3×95+1×50)
РП2 ПР11-3059-21У3 200 200 АВВГ 3×120+1×70
РП3 ПР11-3053-54У3.1 200 200 АВВГ 3×120+1×70
АВВГ2(
РП4 ПР11-3053-54У3.1 400 400
3×120+1×70)
АВВГ
РП5 ПР11-3067-21У3 340 320
2(3×95+1×50)
РП6 ПР11-3053-54У3.1 140 125 АВВГ 3×70+1×35
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, який в т.ч. надає загальну методику
розрахунку струмів короткого замикання в мережах до 1000 В. Згідно з цим
стандартом параметри елементів схем заміщення можуть бути визначені в
іменованих одиницях (додаток 1 вказаного стандарту), або у відносних
одиницях з приведенням значень параметрів розрахункових схем до вибраних
базисних умов (додаток 1 вказаного стандарту).
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, установок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою 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 короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела
електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять: схема,
вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати передбачені
для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не зважати на
короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації ( наприклад,
під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в одній
фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової схеми до схеми
заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів електричними еквівалентами,
з’єднаними у такій же послідовності.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела необмеженої
потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.8, рис. 8.9).
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається U = U , де Uн = 10,5кВ
б н ; за базисну потужність
приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА , L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Р U2
rт = к НН 106 ;
S2
нт
2 2
x = U2 100P
- к UНН 4
т к 10 ;
S
нт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
rт = 106 =5,5 мОм ;
4002
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
2
2 100 5,5 0,42
xт = 4,5 - 104 =17,1 мОм .
400 400
Рисунок 8.8 − Розрахункова схема
Рисунок 8.9 − Схема заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
При наближеному обліку опорів контактів приймають: rк = 0,1 мОм – для
контактних з’єднань кабелів; rк = 0,01 мОм – для шинопроводів; rк =1,0 мОм
– для комутаційних апаратів.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
При електропостачанні від енергосистеми через понижуючий
трансформатор початкове дійсне значення періодичної складової трифазного
струму КЗ Іпо без врахування підпитки від електродвигунів розраховують за
формулою
Uср.нн
Іпо = ;
2 2
3 r1 + x
1
де Uср.нн – середня номінальна напруга мережі, в якій відбулося коротке
замикання,В;
r1 , x1 − сумарний активний і сумарний індуктивний опори прямої
послідовності
Визначаємо результуючий опір кола до визначеної точки короткого
замикання К1. При послідовному з'єднанні елементів
Z = Х 2
рез + r2 ,
*р * *рез
Оскільки, на стороні 10кВ активний опір незначний, то ним нехтують,
тоді отримаємо
Z = Х*р = 3,355;
*р(К1)
Х*р = Х*бс + Х*бл = 3,125 + 0,23 = 3,355;
S
б 100
Х = = = 3,125,
*бс Sк.ш 32
де Х*бс − опір системи зведений до базисних умов;
Sб − базисна потужність МВА;
Sк.ш − потужність короткого замикання на шинах, МВА, (вихідні дані).
Відносний опір лінії
S 100
Х = Х ×l б = 0,0675×3,8× = 0,23
*б.л 0 Ом,
U2
ср 10,52
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
де Ucр = Uб =10,5 кВА;
l −довжина лінії, км;
Х0 − опір 1 км лінії ом/км, довідникові дані, Х =0,0675мОм/м=0,0675 Ом/км
0
[1]
Визначаємо величини струмів і потужності короткого замикання в точці
К1.
1. Визначаємо базисний струм короткого замикання
Sб 100
Іб = = = 5,5 кА.
3 U 1,73 10,5
б
2. Визначаємо діюче значення струму короткого замикання
І(3) І
= б 5,5
= =1,64 кА.
к(к1)
Z 3,355
р(К1)
3. Визначаємо миттєве значення ударного струму короткого замикання
іу = Ку × 2×І(3) =1,8× 2×1,64 = 4,17 кА,
к(к1)
де Ку =1,8-для мережі 10 кВ.
4. Визначаємо повний струм короткого замикання за перший період
Іу = (1-1,52)І3 =1,25×1,64 = 2,05 кA.
к(к1)
5. Визначаємо потужність короткого замикання в точці К1
Sк = 3 U І(3)
н к.з = 3 10,51,64 = 29,8 МВА.
6. Визначаємо 2-х фазний струм короткого замикання
І (2) (3)
к(к1) = 0,865 Ік(к1) = 0,865 1,64 = 1,43 кА.
Визначаємо результуючий опір для точки К2.
Проводимо розрахунок на стороні 0,4 кВ. Розрахунок проводимо методом
іменованих одиниць. Складаємо схему заміщення. Визначаємо результуючий
опір для точки К2
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Z 2
рез (к2) = (rтр + rав1 + rш ) + (Хтр + Хав1 + Х 2
ш ) =
= (0,0095+ 0,00041+ 0,0001)2 + (0,03+ 0,00013+ 0,00013)2 = 0,03 Ом,
де Rш, Хш − опір шин [1].
Опір трансформатора визначаємо з умови
ек % U 2
н 4,5 0,42
Zтр = = = 0,0288;
100 Sтр 100 0,250
де ек % − напруга короткого замикання в %, ек %= 4,5 , [1];
Sтр − номінальна потужність трансформатора, Sтр = 0,250 МВА, [1];
Uн − лінійна напруга 0,4 кВ;
Р U2 3700 0,42
R тр =
к.з н = = 0,0095 Ом;
S 2
тр 2502
де
Ркз − втрати короткого замикання, Ркз =3700Вт [1];
Sтр − потужність трансформатора, Sтр =250 кВА [1];
Х 2 2
тр = Zтр − R тр = 0,02882 + 0,00952 = 0,03 Ом
де
rав1, Хав1 − опір автоматичного вимикача (Ом) [1]:
Xа1 = 0,13мОм,
rа1 = 0,41мОм.
Визначаємо струм і потужність короткого замикання в точці К2:
(3) Uн 0,4
Iк(к2) = = = 7,2 кА;
3 Zрез(к2) 3 0,032
Іу = (1,4 − 2,1) І(3)
к(к2) =1,4 7,2 =10,1 кА;
Sкз = 3 Uн І
(3)
к(к2) = 3 0,4 7,2 = 8,7 мВА;
І2
к(к2) = 0,87 І(3)
к(к2) =0,87 7,2 = 6,3кА.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Проводимо розрахунок струмів короткого замикання для точки К3:
Схема розрахункова та заміщення, має вигляд
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема
Рисунок 8.11 – Схема заміщення
Тоді отримаємо
Z рез(кз) = (rтр + rав1 + rш + rав2 + r 2 + rав3 + rав4 + r )2
л3 + 2
(Хтр + Хав1 + Хш + Хав2 + Х 2 + Хав3 + Хав4 + Х л3) =
2
(0,0095+0,00041+0,0001+0,00041+0,000329+ 0,0011+0,0011+0,00521) +
= 0,036 Ом.
2
(0,03+0,00013+0,00013+0,00013+ 0,000081+ 0,0005+ 0,0005+ 0,0001)
Визначаємо струм і потужності в точці К3:
I(3) 0,4 0,4
к (к3) = = = 6,42 кА
3 Zрез(к3) 3 0,036
І = (1,4−2,1) І(3)
у к(к3) =1,4 6,42 = 8,988 кА
Sкз = 3 Uн × І(3)
к(к3) = 3 0,4 6,42 = 4,44 мВА
І2 (3)
к(к3) = 0,87 Ік(к3) = 0,87 6,42 = 5,59 кА
4. Оскільки як мережа 0,4 кВ виконана з глухо заземленою нейтраллю, то
в ній можуть виникати однофазні замикання на землю. Визначаємо однофазний
струм короткого замикання в точці К3.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю належить приділяти розрахунку струму однофазного короткого
замикання. Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
(1)
розрахунок струму ІКЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою
Струм однофазного короткого замикання визначають за формулою:
U
ф
Ік.з = , А
Zп +1/ 3 Zт
де UФ − фазна напруга мережі 0,4 кВ ( UФ = 220В),
1/ 3×Zтр − одна третя частина повного опору трифазного трансформатора,
зведеного до напруги 0,4кВ; 1/ 3ТР =1/ 3 0,312Ом , [12];
Zп − опір петлі фаза;-нуль, Zп =18,52 Ом / км , [12];
l ─ довжина лінії, км.до найвіддаленішого споживача,
U
1 ф 220
І к.з = = = 214А = 0,214кА
Zп +1/ 3 Zт 18,520,05+1/ 30,312
Таблиця 8.4 – Залежність повного опору трансформатора від потужності
ST, кВА 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600
ZT, Ом 1,949 1,237 0,779 0,487 0,312 0,195 0,129 0,078 0,006
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.5.
Таблиця 8.5 – Значення струмів короткого замикання
Точки Z (3)
р (к) І І І (2)
І (1)
S
к у к к к .з.
короткого
(Ом) (кА) (кА) (кА) (кА) мВА
замикання
К1 3,355 1,64 2,05 1,427 29,8
К2 0,03 7,2 10,1 6,3 8,7
К3 0,036 6,42 8,988 5,59 0,214 4,44
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від захисту
від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ. Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях
приєднання до живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та
вимірювання, вимкнення яких може спричинити небезпечні наслідки.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки миттєвого
спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових таблицях.
Таблиця 8.6 − Типи позиційних автоматичних вимикачів, що живлять ЕП
Назва І І I І 1,25 I Тип автомата
електроспоживача н.а.в. н.т.р р н.т.р р
Стрічкопильний
250 63 47,8 631,2547,8= 60 ВА51-35
верстат
Шліфувальний
250 50 37 501,2537 = 46,25 ВА51-35
верстат
Прес-автомат 250 80 58,6 801,2558,6 = 73,25 ВА51-35
Згинальний верстат 250 80 56,4 801,2556,4 = 70,5 ВА51-35
Свердлильний
250 16 3,4 161,253,4 = 4,25 ВА51-35
верстат
Електроталь 250 40 31 401,2531= 38,8 ВА51-35
Розточний агрегат 250 50 32,6 501,2532,6 = 41 ВА51-35
Різьбонакатна
250 16 12 161,2512 =15 ВА51-35
установка
Індукційна установка 250 200 153 2001,25158,3=197 ВА51-35
Вентилятор 250 16 7,6 161,257,6 =10 ВА51-35
Прес металевих
250 125 86,5 1251,2586,5 =108 ВА51-35
деталей
Автомат контактного
250 125 87 1251,2587,5 =109 ВА51-35
зварювання
Токарний верстат 250 40 24,3 401,2524,3=30,4 ВА51-35
Автоматична машина
250 40 30,7 401,2530,4 = 38 ВА51-35
навивки пружин
Фрезерний верстат 250 40 30,4 401,2530,4 = 38 ВА51-35
ЩО 250 80 54,8 801,2554,8= 68,5 ВА51-35
ЩАО 250 16 12,5 161,2512,5=15,63 ВА51-35
ККУ 250 200 143 2001,25143=178,8 ВА51-35
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Таблиця 8.7 − Типи ввідних автоматичних вимикачів, що живлять РП
Тип
Поз. РП Ін.а.в. Ін.т.р Ін.т.р 1,25(Iр n) Кп Ін.д.м.р (57)Ін
автомата
1250 3 58 7 =
РП1 400 320 3201,25(58,6 3+56,4 3) 0,6 =300 ВА 57-35
= 1200
1600 7 208 =
РП2 400 200 2001,252360,6 =177 ВА 57-35
=1456
1280 7 170 =
РП3 400 200 2001,252180,6 =163 ВА 57-35
= 1190
1000 7 128 =
РП4 400 400 4001,254890,6 =367 ВА 57-35
= 896
1280 7 174 =
РП5 400 320 3201,253540,6 = 267 ВА 57-35
=1218
РП6 400 125 1251,251540,4 =115,5 10 Ін.т. р ВА 57-35
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах .
Проводимо розрахунок живлячої лінії для ЕП, який має найбільший
струм навантаження – індукційної установки. Виконаємо дану перевірку згідно
умови
1.200 >= 1 . 200,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=1,62 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності / / / /
tпр(п) = f (/ / ) (рисунок 8.4), де = I / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) = 0,005 .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпр(а ) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після і
до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин)
1620 0,02
Smin = = 2,6 мм2.
88
Вибраний переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ -(ΔU
1 Т +Uм +ΔUсп )−5 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно з [3].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U КЗ
a = – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр = U2
КЗ − U2
a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
622,8 5,8 5,8
UТ = 100 0,78+ 5,52 − ( 100)2 0,78 = 3,6%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (3,6+ 2,5+ 0,56) −5%.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно з 2
U2 = Ет − 0,3(3,6+ 2,5)− 0,56 +5%,
U2 = Ет −1,2% +5%
U2 = 2,7% +5%
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у
виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
КТП випускаються:
Однотрансформаторні (КТП) − праві і ліві;
Двотрансформаторні (2КТП) − однорядні і дворядні.
В дворядних підстанціях для електричного і механічного з'єднань секцій
встановлений шинопровід. Відстань між фасадами протилежних секцій (в
залежності від замовлення) −1800, 2300, 2800 мм.
До складу КТП входять:
Пристрій введення з боку високої напруги (ПВН);
Силовий трансформатор;
Розподільний пристрій з боку нижчої напруги (РУНН).
УВН виготовляється в виконаннях:
1.Шафа "глухого введення", типу ВВ−1, в якому високовольтні кабелі
приєднуються безпосередньо до виводів силового трансформатора. В дні шафи
є два отвори для вводу кабелів перерізом до 3х150 мм, які закріплюються
всередині скобами, які застосовуються для всіх перетинів.
2.ШВВ−2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і
запобіжниками ПКТ. За конструкцією і призначенням аналогічні ШВВ−2.
3.ШВВ−2В − шафа з вакуумним вимикачем типу BB / TEL.
4.ШВВ−2РД − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР з
дистанційним відключенням.
В КТП застосовуються трифазні двохобмоткові силові трансформатори
типів:
Для КТП−250, 400 − ТМФ; ТСЗН; ТСЗГЛ
Для КТП−630, 1000, 1600 − ТМЗ; ТСЗН; ТСЗГЛ
Для КТП−2500 − ТМЗ; ТСЗГЛ
РУНН складається з набору шаф:
− шафи вводу низької напруги − ШНВ
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
− шаф відхідних ліній − ШНЛ
− шафи секційної = ШНС − тільки в двотрансформаторних КТП
− шинопроводу − тільки в дворядних двотрансформаторних КТП
− зовнішнього шафи сигналізації (на замовлення).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. В КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків).
Усередині каркаса закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та
монтаж вторинної комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з
фасаду, доступ до ошиновки і кабельним приєднанням здійснюється з задньої
сторони шафи. Дл я зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що
замикаються на замки.
Конструкція шаф РПНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту.
У шафах РПНН встановлені автоматичні вимикачі: на вводі і
секціонуванні − висувного виконання; на лініях, що відходять − стаціонарного
або висувного виконання. Релейні апаратури розміщена у верхніх відсіках шаф;
в КТП −1600, КТП − 2500 − в релейному шафі
Шафи ШНВ (на вимогу замовника) забезпечують можливість
підключення шинопроводи (ШМА−16) без додаткових стикувальних вузлів. У
шафах РПНН забезпечена можливість підключення алюмінієвих кабелів
(максимальний діаметр − 50 мм) з сухою обробленням, в кількості, що
забезпечує відведення номінального струму кожного вимикача. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (на
замовлення) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ) або в приладовому відсіку шафи ШНЛ, в залежності від
замовленої компоновки КТП. При необхідності поставляється шафа обліку з
обігрівом.
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній з
фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів по будь-якої причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковою роботі автоматики і т.д.).
На замовлення виконується схема з захистом від перевантаження.
Кількість і типи УВН, шаф РПНН визначаються замовником.
На вимогу замовника в осередках ліній, що відходять всіх типів шаф
РПНН можуть встановлюватися трансформатори струму і амперметри.
В даному проєкті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТП 400-10/0,4У3. До складу КТП входять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові трансформатори
типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої
напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС;
зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і зверху
металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види конструкції
каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена (каркас
зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса закріплені
вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної комутації.
Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до ошиноки і
кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для зручності
обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на замки.
Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує оперування
приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість відкривання дверей
без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені автоматичні
вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на відхідних лініях
− стаціонарного або висувного виконання. Релейний апаратура розміщена у
верхніх відсіках шаф.
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній з
фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю на
шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із залізобетону
або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів, кількості та типу
шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги будівельна частина
підстанцій може складатися з одного або декількох об'ємних блоків, які є цілком
закінченими елементами, що не вимагають будь-якого доопрацювання на місці
установки. Перевезення кожного блоку об'ємної підстанції здійснюється
окремо, їх габарити допускають транспортування по залізних і автомобільних
дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних об'ємних елементів, коли вони
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
доставляються будівельниками для монтажу електрообладнання безпосередньо
на місце установки, полягає в перевірці розташування закладних конструкцій,
кабельного підпілля, маслозбірних ям, якості обробки стель, стін, підлог і
покрівлі. Необхідною умовою при прийманні підстанцій, які з кількох
елементів, є перевірка сопрягаемость блоків і комплектність деталей для їх
складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи скляну
діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження внутрішнього
тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора. Якщо тиск впав
до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона розбита, трансформатор
відключають, і з'ясовують причину, що призвела до спрацьовування реле тиску,
і за відсутності пошкодження (тобто реле спрацювало від перевантаження)
встановлюють нову діафрагму і включають трансформатор під знижене
навантаження. На герметизованих трансформаторах для контролю температури
у верхніх шарах масла встановлені термометричні сигналізатори з дією на
світловий або звуковий сигнал при перегріві.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розрахунок малопотужного
силового трансформатора
Особливості конструкції. Силові трансформатори малопотужних
випрямлячів, що використовуються для живлення електронної апаратури ,
являють собою електромагнітні пристрої, які складаються з феромагнітного
осердя (магнітопроводу) та обмоток.
Осердя трансформаторів виготовляють з високолегованих
електротехнічних сталей. При частоті мережі 50Гц для сердечників
використовують сталі марок Э41, Э42, Э43, Э310, Э320, Э330, Э3100, Э3200 при
товщині стальних листів або стрічок 0,5 і 0,35 мм. При підвищених частотах
(400Гц і вище) використовують сталі марок Э44, Э45, Э46, Э47, Э48, Э340 та
Э70 товщиною пластин або стрічки 0,2; 0,15; 0,1; 0,08 та 0,05 мм.
По конструкції осердя трансформаторів поділяють на три основні типи:
стержневі, броньові та тороїдальні. Відповідно в залежності від конструкції
осердя і трансформатори поділяються на вказані вище типи. Конструктивні
особливості малопотужних силових трансформаторів ілюструє рисунок 9.1.
Рисунок 9.1 − Конструкція трансформаторів
а, б − пластинчасті стержневий та броньовий;
в, г − стрічкові стержневий та броньовий;
д − тороїдальний
Магнітопроводи малопотужних стержневих та броньових
трансформаторів виконуються відповідно з П-подібних та Ш-подібних пластин
трансформаторної сталі (рисунок 9.1, а і б), а також з стрічкових осердь
підковоподібної форми (рисунок 9.1, в і г).
Основними перевагами стержневого трансформатора є:
− велика поверхня охолодження обмоток;
− мала індуктивність розсіювання;
− малі витрати обмоточного проводу;
− мала чутливість до впливу зовнішніх магнітних полів.
Стержневі осердя використовуються для трансформаторів різної
потужності.
Броньові осердя розраховані на малі потужності. Вони мають наступні
переваги:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
− наявність лише одної котушки з обмотками (замість двох у стержневого
трансформатора);
− більш високий коефіцієнт заповнення вікна осердя обмоточним
проводом;
− захист обмотки від механічних пошкоджень.
Тороїдальні осердя (рисунок 9.1, д) використовують для трансформаторів
малої потужності, які працюють на підвищених частотах − від 400 Гц і вище.
Перевагами таких трансформаторів є:
− відносно малий магнітний опір;
− майже повна відсутність зовнішнього потоку розсіювання;
− нечутливість до дії зовнішніх магнітних полів.
Обмотки та інші струмовідні частини трансформаторів ізолюють за
допомогою спеціальних електроізоляційних матеріалів, таких як кабельний та
телефонний папір, лакотканина, склотканина, електрокартон, гетинакс,
склотекстоліт та фторопласт.
По способу розміщення на магнітопроводі обмотки трансформатора
можуть бути концентричними та дисковими. Концентричні обмотки
виконуються у вигляді циліндрів, розміщених на магнітопроводі. Внутрішня
обмотка, яка розміщена ближче до сердечника розрахована на більш низьку
напругу (НН). Ззовні розміщується обмотка більш високої напруги (рисунок
1.2, а).
Рисунок 9.2 − Розташування обмоток на магнітопроводі
а − проста концентрична обмотка; б − подвійна концентрична обмотка;
в − дискові обмотки, які чергуються
В дискових обмотках котушки вищої та нижчої напруги, які виготовлені
у вигляді окремих дисків, поділяються на групи і розміщуються на
магнітопроводі у порядку, який чергується. Найбільш широке розповсюдження
в малопотужних силових трансформаторах набули концентричні обмотки.
Обмотки малопотужних трансформаторів виготовляють з мідних
проводів з емалевою, волокнистою та комбінованою ізоляцією.
При виборі осердя трансформатора необхідно враховувати ряд критеріїв:
при мінімальній вазі, габаритах та вартості трансформатори повинні бути
простими по конструкції та технології виготовлення.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Так для частоти 50 Гц по всіх техніко-економічних показниках (маса, об’єм,
вартість) рекомендується використовувати трансформатори стержневого типу,
які виконані на магнітопроводі оптимальної форми. Але найбільш простими по
конструкції і найбільш технологічними вважаються броньові осердя. Тому для
малих потужностей (до (100..200) ВА) та при напругах на обмотках менше 1000
В рекомендується використовувати броньові трансформатори з пластинчатим
або стрічковим магнітопроводом, а при потужностях до (100..200) ВА і частоті
400 Гц і вище трансформатори з тороїдальними стрічковими осердями.
Початкові дані для розрахунку. Завдання розрахунку. Для розрахунку
силового трансформатора маємо наступні початкові дані:
1) Наруга мережі U1 =220 B;
2) Частота струму живлячої мережі fм=50 Гц;
3) Напруга вторинної обмотки U2 =10 B;
4) потужність вторинної обмотки S2 =10 B·А.
В результаті розрахунку потрібно визначити оптимальні геометричні
розміри магнітопровода; дані обмоток (число витків, марки і діаметри
проводів); параметри трансформатора (струм холостого ходу; напруга
короткого замикання; зміна вторинної напруги; втрати і ККД; температуру
перегріву і робочу температуру обмоток). Крім того, на основі розрахунку
необхідно скласти електричну схему трансформатора з вказівкою всіх обмоток.
Розрахунок малопотужного силового трансформатора.
1. Визначаємо сумарну потужність вторинних обмоток трансформатора
S =S + S + ... (9.1)
тр 2 3
де: S - сумарна потужність, В·А;
тр
S - потужність вторинних обмоток, В·А.
2
Підставивши відповідні дані у формулу (1.1) отримаємо
S = S =10 В·А;
тр 2
2.Відповідно до приведених вище рекомендацій з частотою живлячої
мережі 50 Гц вибираємо броньовий пластинчатий магнітопровід, виготовлений
зі сталі марки Е41 товщиною 0,35 мм.
3. Знаходимо основний розрахунковий параметр трансформатора −
добуток Q Q
c o
2
(1+ ) S 10
тр
Q Q =
c o (9.2)
4,44f B jk k
c m c м
де Q і Q - площа поперечного перерізу стержня магнітопровода і площа
c o
вікна,см2;
- ККД трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
S - потужність трансформатора В А ;
тр
f - частота струму живлячої мережі, Гц;
мc
B - амплітуда магнітної індукції, Тл;
m
j- щільність струму в обмотках, А/мм2;
k і k - коефіцієнти заповнення міддю вікна сердечника і сталлю площі по-
м c
перечного перетину стержня магнітопровода.
4. Визначаємо амплітуду магнітної індукції, ККД трансформатора і
щільність струму в обмотках j . З цією метою використовуємо графіки, що
приведені на рисунку 1.5 [9] і виражають залежність вказаних параметрів від
потужності трансформатора Sтр. При потужності трансформатора 10 В·А і
частоті 50 Гц ці величини будуть складати: Вm=1,1 Тл, j=4 А/мм2, η=0,78.
5. Знаходимо коефіцієнт заповнення міддю вікна сердечника kм. Цей
коефіцієнт залежить від діаметру проводу обмоток і потужності
трансформатора (таблиці 1.10, 1.11 [9]). Для трансформатора потужністю 10
В·А при частоті 50Гц коефіцієнт kм=0,28.
6. Значення коефіцієнта заповнення сталлю перерізу сердечника
визначаємо залежно від товщини сталевих листів 1.12 [9]). При товщині листів
0,35 мм для пластинчатих магнітопроводів коефіцієнт kс=0,93.
Підставивши відповідні дані у формулу (9.2) отримаємо:
(1+ ) S 102
тр 1+ 0,78 10 102
Q Q = = = 8,97см4
c o
4,44f B jk k
0,78 4,44 50 1,1 4 0,93 0,28
c m c м
7. Використовуючи оптимальні співвідношення розмірів для
трансформаторів (таблиця 1.9 [9]), визначаємо ширину стержня магнітопровода
Q Q
а = c o
4 (9.3)
xyz
c b h
де x = =1; y = = 2 ; z = = 2,5 (таблиця 1.9 [9], значення при мінімальній
a a a
вазі).
Підставивши відповідні дані у формулу (1.3) отримаємо
Q Q 8,97
а = c o
4 = 4 =1,15см
xyz 1 2 2,5
Знаючи значення a і QсQо, з [9] вибираємо магнітопровід Ш12×25, що
має наступні параметри відповідно до рисунку 9.3:
− лінійні розміри: а=12 мм, h=30 мм, с=12 мм, С=48 мм, Н=42 мм, b=25
мм;
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
− активна площа перерізу середнього стержня: Qс.а=2,18 см2;
− середня довжина магнітної силової лінії: lсер=10,3 см;
− переріз сталі × переріз вікна: QсQо=10,8 см2;
− активний об’єм магнітопровода: Vст=27,28 см3;
− маса магнітопровода: Gст=230 г;
− орієнтована потужність S=10 В·А.
Рисунок 9.3 − Конструкція магнітопроводу Ш12×25
8. Визначаємо втрати в сталі
Р =G (9.4)
ст ст
де σ - питомі втрати (Вт/кг), які залежать від марки сталі, товщина пластин або
стрічки, магнітної індукції і частоти мережі (рисунок 1.6 [1]), для даного типу
магнітопровода при товщині сталі 0,35 мм типу Е41 σ=2 Вт/кг;
G - маса сталі магнітопровода (кг), для магнітопровода типу Ш12×25
ст
Gст=0,23 кг
Підставивши відповідні дані у формулу (9.4) отримаємо
Р =G = 2 0,23= 0,46Вт ;
ст ст
9. Знаходимо струм холостого ходу. Для цього необхідно:
а) визначити активну складову струму холостого ходу, споживаного
трансформатором на покриття втрат в сталі (виражається у відсотках від
номінального струму)
Р
і = ( ст ) 100 (9.5)
а .хол
S
тр
Підставивши відповідні дані у формулу (9.5) отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Р 0,46
ст
і = 100 = 100 = 4,6% ;
а .хол
S 10
тр
б) обчислити реактивну складову струму холостого ходу, виражену у
відсотках від номінального струму
q G
і = ст ст 100 , (9.6)
р.хол
S
тр
де qст - питома намагнічуюча потужність (вар/кг), залежить від марки сталі,
частоти, конструкції магнітопровода і магнітної індукції (рисунок 1.7 [1]), для
даної марки сталі при частоті 50 Гц і товщині 0,35 мм складає qст=15 Вар/кг.
Підставивши відповідні дані у формулу (9.6) отримаємо
q G 15 0,23
і = ст ст
100 = 100 = 34,5% ;
р.хол
S 10
тр
в) знайти струм холостого ходу, виражений у відсотках від номінального
і = і2 + і2 . (9.7)
хол а.хол р.хол
Підставивши відповідні дані у формулу (9.7) отримаємо
і = і2 + і2 = 4,62 + 34,52 = 34,8%
хол а.хол р.хол
10. Визначаємо значення струму первинної обмотки
S
тр
I = . (9.8)
1
U cos
1 1
де cosφ1 - коефіцієнт потужності (при частоті 50 Гц cosφ1=0,9..0,95).
Підставивши відповідні дані у формулу (9.8) отримаємо
S
тр 10
I = = = 0,061А .
1
U cos 220 0,78 0,95
1 1
Абсолютне значення струму холостого ходу рівне
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
і
I = хол
І (9.9)
хол 1
100
Підставивши відповідні дані у формулу (1.9) отримаємо
і 34,8
I = хол
І = 0,061= 0,021А .
хол 1
100 100
11. Знаходимо струми в обмотках трансформатора
S
І = (9.10)
2
U
2
де S - потужність трансформатора, В·А;
U2 - напруга вторинної обмотки, В.
Підставивши відповідні дані у формулу (1.10) отримаємо
S 10
І = = =1А
2
U 10
2
12. Поперечні перерізи проводів обмоток (мм2) визначаємо за формулою
I
q = 1
i (9.11)
j
де Іі - струми у відповідних обмотках, А;
j - густина струму, складає j=4 А/мм2.
Підставивши відповідні дані у формулу (9.11) отримаємо:
I 0,061 2
− поперечний переріз проводу первинної обмотки: q = 1 = = 0,0152мм
1
j 4
I 1 2
− поперечний переріз проводу вторинної обмотки: q = 2 = = 0,25мм
2
j 4
З таблиці 1.4 [9] визначаємо найближчі до розрахованих значень
стандартні перерізи проводів:
1) для первинної обмотки вибираємо провід ПЭВ−1 з наступними параметрами:
− номінальний діаметр проводу по міді: d ’
1 =0,14 мм;
− розрахунковий переріз проводу: q1=0,01539 мм2;
− маса 1м проводу: g1=0,137 г;
− максимальний зовнішній діаметр: d1=0,165 мм.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
1) для вторинної обмотки вибираємо провід ПЭВ−1 з наступними параметрами:
− номінальний діаметр проводу по міді: d ’
1 =0,57 мм;
− розрахунковий переріз проводу: q1=0,2552 мм2;
− маса 1м проводу: g1=2,27 г;
− максимальний зовнішній діаметр: d1=0,62мм.
Дійсна щільність струму в обмотках складає:
I 0,061 2
− у первинній обмотці: j = 1 = = 3,96А /мм ;
1
q 0,01539
1
I 1 2
− у вторинній обмотці: j = 2 = = 3,91А /мм .
2
q 0,2552
2
Середня щільність струму для трансформатора, що містить n обмоток, рівна
j= n j j j ...j (9.12)
1 2 3 n
Підставивши відповідні дані у формулу (9.12) отримаємо
j= j j = 3,96 3,91 = 3,93А
1 2
13. Знаходимо амплітуду магнітного потоку в магнітопроводі
трансформатора Ф, Вб
−4 −4
Ф =ВQ 10 =BQ k 10 (9.13)
c.a c c
де Qс.а - активний переріз магнітопровода, для магніторовода Ш12×25 складає
Qс.а=2,18 см2.
Підставивши відповідні дані у формулу (9.13) отримаємо
Ф =ВQ 10−4 =BQ k 10−4 =1,1 2,18 10−4 = 2,3 10−4 Вб
c.a c c
14.Число витків кожної обмотки визначаємо по формулі
E
W = i (9.14)
i
4,44 f Ф
c
де і - номер обмотки (і=1,2);
Е - ЕРС відповідної обмотки.
При роботі трансформатора під навантаженням на опорах його обмоток
відбувається падіння напруги. Тому для обчислення ЕРС обмоток необхідно
скористатися формулою
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
u
E = U 1−
i
(9.15)
i i
100
де Uі - напруга на відповідній обмотці;
u - процентне падіння напруги на ній.
i
Орієнтовні значення процентного падіння напруги на первинній Δu1 і
вторинних Δu2 обмотках залежно від потужності трансформаторів (броньового
типу) з напругою обмоток до 1000 в і температурою перегріву до 500C
приведені на рисунку 1.8 [9]. Для трансформатора потужністю 10В·А вони
складають:
Δu1=12%, Δu2=16%.
Підставивши відповідні дані у формули (9.14) та (9.15) отримаємо:
− для первинної обмотки
u 12
E = U 1− 1
= 2201− =193,6В
1 1
100 100
E 193,6
W = 1 = = 3791
1
4,44 f Ф 4,44 50 2,3 10−4
c
− для вторинної обмотки
u 16
2
E = U 1− =101− = 8,4В ,
2 2
100 100
E 8,4
W = 2 = =165
2
4,44 f Ф 4,44 50 2,3 10−4
c
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
Порівняльний розрахунок затрат на встановлення конденсаторних
установок відносно збільшення перерізу лінії електропередачі
При вирішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проєктування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів
в конкретних умовах можуть різнитися напругою живильної і розподільної
мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним
виконанням електричних мереж тощо. Тому прийняття найбільш раціонального
рішення здійснюється в результаті порівнянь декількох рівноцінних за
технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов’язано з додатковими втратами потужності і енергії, що
повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках.
Трансформаторні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричинять
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків, які
б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під час
впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проєктування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об'єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих систем
електропостачання та обгрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проєктів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
− найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємств
в цілому;
− економічно обгрунтованій кількості, потужності і режиму роботи
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
− трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанції
підприємства;
− раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
− економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і
місця розташування компенсуючих установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
1) технічних, за якими можуть зрівнюватись тільки взаємозамінні
варіанти при оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах,
що характеризують кожний варіант, що розглядається;
2) економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються,
ведеться стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати повинен відповідати
вимогам, що пред’являються до систем електропостачання.
При проєктування електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатація,
тривалість спорудження, об'єм поточних і капітальних ремонтів, рівент
автоматизації та ін..
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та щорічні
експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунках. Але якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенні варіанту.
Завдання на техіко-економічні розрахунки.
Необхідно визначити, що є економічно доцільніше: встановлення
конденсаторних батерей чи збільшення перерізу проводу лінії.
Вихідні дані. Необхілно збільшити пропускну здатність лінії з Р1=3800
кВт до Р2=3800 кВт, виконаної проводом АС-70 на залізобетоних опорах, за
умови збереження колишньої величини повної потужності S – const. Коефіцієнт
потужності рівний 0,82. Визначити, що ефективніше: установка компенсуючих
пристроїв чи заміна перерізу проводу АС – 95.
Проведемо такі міркування.
Відносний приріст активної потужності
��2 − ��1
��. �� = ;
��1
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
4400 − 3800
��. �� = = 0,16.
3800
Відносна реактивна потужність конденсаторів:
1 1
��. ���� = ∙ [(1 + ��. ��)������1 = √ − (1 + ��. ��)2] ;
��. �� cos2 ��1
1 1
��. ���� = ∙ [(1 + 0,16) ∙ 0,698 = √ − (1 + 0,16)2] = 2,72
0,16 0,822
Потужність конденсаторів
���� = ��. ���� ∙ (��2 − ��1);
���� = 2,72 ∙ (4400 − 3800) = 1632 квар.
Результуюче значення коефіцієнта потужності
cos ��2 = (1 + 0,16) ∙ 0,82 = 0,95.
Якщо взяти середні витрати на компенсуючий пристрій напругою 10 кВ
по 5000 грн за 1 квар, то в цьому випадку вартість установки складе 1632·5000
= 8160000 грн.
Капітальні витрати на спорудження лінії електропередачі із проводом АС
– 95 на залізобетонних опорах напругою 35 кВ, довжиною 3 км: 320000·3 =
960000 грн.
Незважаючи на те, що витрати на компенсуючі пристрої, більші витрат на
заміну перерізу проводу лінії електропередачі, установка компенсуючих
пристроїв для відносно короткої повітряної лінії буде цілком виправдана,
оскільки дає змогу також збільшити коефіцієнт потужності з 0,82 до 0,95.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають на робочих
місцях деревообробної дільниці підприємства
В даному розділі кваліфікаційної роботи буде проведено аналіз умов
праці робітників деревообробної дільниці підприємства. На дільниці
встановлено декілька деревообробних верстатів: подовжньо-фрезерний,
рейсмусовий, фугувальний, фрезерний, торцювання, круглопилочний та
свердлильно-пазувальний верстат. Окрім цього на ділянці встановлені
металообробні верстати 2Н125, а також 8М684, і верстати з ЧПК 1В340Ф30,
6Р13Ф3, 6Р81ГМФ3-1. Деревообробна дільниця розташована на 360 м2
виробничої площі.
На даному устаткуванні виконується різноманітна обробка різноманітних
деталей з дерева та металу шляхом наступних операцій: розпиловки,
торцювання, свердління, зенкерування, розгортання, шліфування отворів,
фрезерування.
У приміщенні дільниці параметри мікроклімату відповідають
нормативам і становлять: середня температура повітря всередині приміщення в
холодний період року – 20-22о, у теплий – 22-25о, відносна вологість 40- 60%,
швидкість руху повітря не більш 0,2 м/с. Усі параметри відповідають вимогам
ДСН 3.3.6.042-99.
Деревообробна дільниця за класом небезпеки ураження електричним
струмом відповідно ПУЕ-17 – відноситься до класу особливо небезпечних
приміщень: наявність струмопровідного пилу, можливості одночасного дотику
до металоконструкцій і металевих корпусів електроустаткування. Отже, одна з
небезпек, що загрожують верстатникам – небезпека ураження електричним
струмом.
Тому на дільниці виконуються основні заходи з електробезпеки при
експлуатації верстатів – застосування зниженої напруги 36 В для місцевого
освітлення, застосування електродвигунів закритого типу, що виключає
можливість дотику до частин, що знаходиться під напругою.
Надійна ізоляція всіх струмопровідних елементів, заземлення всіх
металевих частин електроустаткування виконано відповідно до ДСТУ Б В.2.5-
82-2016. Стрижені заземлення надійно захищені від корозії. Біля них нанесені
знаки, що не стираються. Система захисного заземлення відповідає ДСТУ Б
В.2.5-82-2016. Електричний опір між стрижнем заземлення і кожною
доступною дотику струмоведучою частиною, що при нормальних умовах не
знаходиться під напругою, але може виявитися в аварійному режимі – 0,1 Ом.
Система освітлення на дільниці – штучна комбінована, а в денний час
доби доповнюється природним верхнім через світлоаераційні отвори, що
розташовані в перекриттях та боковим через вікна.
Оскільки приміщення характеризується невисокими відбиваючими
властивостями стелі і стін для загального освітлення ділянки застосовуються
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
світильники прямого світла, у яких використовують ртутні лампи високого
тиску (ДРЛ).
Величина мінімальної освітленості на ділянці установлена відповідно до
умов зорової роботи, що визначаються найменшими розмірами об'єкта
розміщення, контрастом об'єкта з фоном і характеристикою фону.
За характером робіт зорова праці робітників ділянки відноситься до робіт
середньої точності, розряд зорової праці – IV, темний фон. При комбінованому
освітленні нормативна штучна освітленість становить 200-270 лк, що відповідає
ДБН В.2.5-28-2018. Рівень природного освітлення на робочих місцях дільниці
знаходиться в межах 35-48 %, що повністю відповідає нормативним вимогам
для даного виду зорової праці згідно ДБН В.2.5-28-2018.
Підвищення рівня освітленості на 40% досягається за допомогою
місцевого освітлення, що використовується тільки при безпосередньому
обслуговуванні верстатів. Світильники встановлені на столі верстата на гнучкій
трубі, що дозволяє направляти потік світла на необхідну ділянку роботи.
Основними джерелами шуму на дільниці є працюючі верстати. Рівень
шуму від деяких з них на робочих місцях працівників дільниці складає 81-86
дБА, що не відповідає нормативним вимогам, оскільки допустимий рівень
шуму за ДСН 3.3.6.037-99 – 80 дБА. В окремих верстатах рівень шуму знижений
за рахунок внесення в конструкцію верстату відповідних змін. Це досягнуто
тим, що в технологічному процесі застосовані кінематичні схеми, де динамічні
процеси, що викликають удари, прискорення та інші виключені або значно
знижені. Зокрема застосоване збалансування обертових деталей, шпиндельних
вузлів.
Конструкція виробничого устаткування передбачає зниження шуму до
регламентованих норм – за допомогою герметизації робочого простору
прозорими кожухами (1В340Ф30, 6Р13Ф3, 6Р81ГМФ3-1).
Окрім цього працівники дільниці обов’язково в процесі роботи за
верстатами використовують засоби індивідуального захисту органів слуху –
навушники серії OPTIME I.
Рівень вібрації на робочих місцях має допустимі значення відповідно
ДСН 3.3.6.039-99, оскільки верстати мають спокійний хід і тверду станину. Всі
верстати встановлено на відповідні віброамортизатори, які забезпечують
зниження передачі вібраційних коливань від працюючого верстату на підлогу,
на якій знаходиться робітник.
На дільниці встановлена система загальнообмінної механічної вентиляції.
Вона забезпечує подачу і видалення повітря в об’ємі до 20 м3 за годину. У
теплий час року здійснюється аерація. В приміщенні дільниці концентрація
деревного пилу та деяких шкідливих речовин не перевищують ГДК.
Джерел інфрачервоних, ультрафіолетових і лазерних випромінювань на
дільниці немає, їх рівень відповідає ДНАОП 0.03-3.17-88 та НПАОП 32.1-7.89-
88.
На дільниці прийняті заходи щодо безпеки експлуатації устаткування й
оснащення. Для запобігання появи людини в небезпечній зоні, ізоляції систем
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
приводу машин, огородження струмоведучих частин – використані
огороджувальні засоби захисту – стаціонарне огородження ДСТУ Б В.2.6-
49:2008.
Для автоматичного відключення верстатів при виході якого-небудь
параметра устаткування за межі припустимих значень, використані запобіжні
засоби захисту (плавкі запобіжники, зрізні штифти і шпонки).
Безпека при експлуатації затискних пристроїв досягається конструкцією,
мінімальною кількістю рухів, вдалого очищення і видалення стружки
відповідно НПАОП 0.00-1.68-13 «Правила охорони праці під час холодного
оброблення металів».
У затискних пристосуваннях використовується пневмопривід. Тому
пристосування забезпечені пристроями, що запобігають мимовільне звільнення
затисків при падінні тиску в пневмосистемі. Для усунення можливості
виривання деталей передбачене регулювання сили затиску від зусиль різання.
Зусилля затиску більше зусилля різання не менш чим у 2,5 рази. Запас міцності
деталі не менш чим 1,5 рази.
На дільниці дотримані основні правила щодо його облаштування.
Відповідно до норм технологічного проектування та НАОП 0.03-1.39-86, норми
відстаней між верстатами витримані і складають не менш 800 мм, тому що
застосовувані верстати відносяться до малих і середніх верстатів. Ширина
проїздів – 3 м.
Підведення живлення від електричних шаф до верстатів закрито
кабельними коробками. Між рядами верстатів можна без перешкод
транспортувати електропогрузчиками тару з заготовками і готовими деталями.
Схема руху транспорту позначена розміткою на полу. Додатково установлені
вказівні знаки, розміщені на видних місцях на висоті 2...2,5 м.
Органи керування верстатами мають зручну форму і розташування, а так
само виключають можливість випадкового переключення їх у часі роботи. Для
цього всі органи керування постачені надійними фіксаторами і зрозумілими
написами і символами, що позначають їхнє призначення. Читаність написів не
менш 500 мм, висота розташування органів керування при роботі стоячи 900-
1700 мм. Найважливіші джерела інформації і керування, зосереджені на
головному пункті – знаходяться в зоні ефективної видимості (близько 30о).
Головний вимикач на верстатах добре помітний і доступний з місця керування,
при необхідності частина керування верстатами, що знаходяться поза головним
пультом, забезпечені додатковими вимикачами.
На дільниці для робітників передбачені засоби індивідуального захисту.
Це спеціальний одяг, що не допускає потрапляння одягу і волосся на обертові
частини устаткування, шумозахисні навушники. На устаткуванні дільниці
передбачені захисні екрани. Захисні екрани ізолюють зону обробки, а так само
захищають робітника від стружки, що відлітає, і мастильно-охолодної рідини.
Скло екранів виконано з тришарового загартованого безосколкового скла.
Технологічний процес характеризується механічною обробкою горючих
та важкогорючих матеріалів у холодному стані, відповідно до цього дане
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
виробництво по пожежній небезпеці можна віднести до категорії В відповідно
ДСТУ Б В.1.1.36-2016. Пожежа може виникнути при несправності
електроустаткування і недбалому відношенні до обтиральних і мастильних
матеріалів. Тому в обладнанні застосовуються електродвигуни, в яких всі
частини, що іскрять, укладені в пилонепроникні ковпаки, а так само
передбачені металеві шухляди з кришками окремо для збереження чистого і
використаного дрантя.
З огляду на умови роботи устаткування, в цеху встановлено 5 ручних
вогнегасників типу ВВК-3,5, а також порошкові вогнегасники, відповідно до
«Правил експлуатації та типових норм належності вогнегасників». Крім того,
на дільниці встановлено один ящик з піском. Вогнегасники розташовані на
щиті, на висоті 1,5 м від рівня полу. Додатково в кожному прольоті дільниці
передбачено протипожежні крани, які установлені на висоті 1,35 м від рівня
полу відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
Для своєчасного повідомлення у випадку пожежі на окремих дільниці
застосовується автоматична пожежна сигналізація. Використовуються теплові
сповіщувачі типу ИП-105-2, згідно ДБН В.2.5-56-2014.
Евакуація працюючих у випадку пожежі передбачена через два виходи
згідно схеми евакуації дільниці. Найбільша припустима відстань від найбільш
вилученого робочого місця до найближчого евакуаційного виходу складає 100
м, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
В результаті проведеного аналізу умов праці робітників деревообробної
дільниці можна зробити висновок, що найбільш важливою проблемою на даній
дільниці є неефективна роботи системи витяжної вентиляції. Тому
пропонується провести її модернізацію.
11.2 Розрахунок системи місцевої витяжної вентиляції
Проведемо розрахунок окремої дільниці вентиляційної системи,
встановленої на трьох верстатах – один з яких універсально-заточувальний
моделі 3В642 і два заточувальних.
Заточувальні верстати обладнані захисними кожухами (по двох на
кожному верстаті), а універсально-заточувальний – захисною воронкою з
відсмоктувачами пилу.
Необхідна кількість повітря Lк, що видаляється від одного кожуха,
визначається по формулі:
Lк = к рdкр , (11.1)
де кp – розмірний коефіцієнт, що залежить від діаметра кола,
к 3
p =1,8 м /годмм;
dкр – діаметр кола, з технічної характеристики верстата моделі, dкр=400
мм;
Lк =1,8 400 = 720 м3/год.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
Необхідна кількість повітря Lв, що видаляється воронкою, визначається
за формулою:
1,4
1,4
к 9,1
Lв = 3600 а2
н = 3600 15 0,12 = 865 м3/год (11.2)
н 15
−1 −1
к 2
де υн – необхідна початкова швидкість витяжного факела, рівна швидкості
транспортування відходів у повітроводі, υн =14-16 м/с, приймаємо υн = 15 м/с;
υk – необхідна кінцева швидкість витяжного факела у кола,
υk = 2 м/с;
a – робоча довжина витяжного смолоскипа, a = 0,1 м,
k – коефіцієнт, що залежить від форми і від розмірів воронки;
k = 9,1 – для прямокутного отвору.
Площа перетину воронки f визначається за формулою:
L 865
f = в = = 0,016 м2 (11.3)
3600 н 3600 15
Приймаємо розміри: довжина = 160 мм, ширина = 100 мм
Для вибору пиловловлювача визначаю групу дисперсності пилу. Пил, що
утвориться при роботі заточувальних верстатів, має розміри більш 10 мкм і
відноситься до другої групи дисперсності.
Визначаємо і тип пиловловлювача.
– інерційний циклон великої продуктивності. Циклон вибираємо по
загальній витраті повітря, обумовленій за формулою:
Lo = 4Lк + Lв = 4 720 +865=3745 м3/год
Приймаємо циклон «Ліот №3» з діаметром 974 мм, що має необхідну
продуктивність 3900-5200 м3/год.
Циклон ЛІОТ застосовується для грубого і середнього очищення повітря
від сухого неволокнистого пилу, що не злипається. Очищення повітря від пилу
здійснюється під дією відцентрових сил. Циклони можуть виготовлятися як
правого, так і лівого виконання. У циклонів правого виконання рух повітря при
погляді на циклон зверху здійснюється за годинниковою стрілкою, у циклонів
лівого виконання – проти годинникової стрілки. Циклони можуть
встановлюватися як на всмоктуванні, так і на нагнітанні.
Розрахунок виконуємо за заданим значенням довжин ділянок l,
сумарними коефіцієнтами місцевих опорів Ʃξ і витрат, а так само при
визначених значеннях швидкостей v.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики циклону «Ліот №3»
Продуктивність за Діаметр, Висота, Маса,
Найменування
повітрям, м3/год мм мм кг
Циклон ЛІОТ
3900-5200 974 3010 213
№3
Розрахунок зводиться до визначення діаметрів d повітропроводу на
різних ділянках і втрат тиску p. Діаметр повітропроводу визначається з
рівняння витрати повітря.
L
d =1,13 , м (11.4)
3600
де L – витрата повітря, м3/год;
v – швидкість на ділянці повітропроводу, м/с.
Втрати тиску на кожній ділянці повітропроводу визначають за формулою:
p = l + 2
, Па (11.5)
d 2
де l – довжина ділянки повітропроводу, м;
λ – коефіцієнт тертя;
Ʃξ – сумарний коефіцієнт місцевих опорів;
d – діаметр повітропроводу, м;
2 – динамічний тиск, Па.
2
Витрати повітря через ділянки повітропроводу
L 3 3
a = L1 = L2 = L3 = 720 м /год; Lб = Lа + L1 = 720 + 720 =1440м /год;
L 3 3
в = Lб + L2 =1440 + 720 = 2160 м /год; Lг = Lв + L3 = 2160 + 720 = 2880 м /год;
L4 =865м3/год; Lд = Ll = L2 = 2880 +865=3745м3/год.
Задаємося швидкостями потоку для ділянок
a =1 =2 =3 =17 м/с; 4 =15 м/с; б =в =2 =д =е =18 м/с.
Визначаємо діаметри повітроводу на ділянках
720
da = d1 = d2 = d3 =1,13 = 0,123 м.
3600 17
Приймаємо стандартний діаметр da = d1 = d2 = d3 =125мм.
Уточнене значення швидкості визначається по формулі
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
1,132L
= , м/с (11.6)
3600d 2
1.132 720
2 =1 =2 =3 = =16,3 м/с
3600 0,1252
Аналогічно визначаються значення діаметрів d` повітроводу і уточнені
значення швидкостей v для інших ділянок повітроводу.
Стандартні значення діаметрів приймаємо по довіднику. Результати
розрахунків наведені в таблиці 11.2.
Таблиця 11.2 – Визначення параметрів повітроводу
l , L , d , 2
, , p , p , p , p
1 м3/ 1
2 d l l +
м мм м/с d
год d Па Па Па %
Па 1/м
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
а 1,72 2,12 720 125 16,3 162,5 0,167 0,29 2,41 392 392
б 2,1 0,3 1440 180 15,8 152,7 0,106 0,22 0,52 79,4 441,4
в 0,12 0,2 2160 225 15,1 150,8 0,08 0,06 0,26 39,2 480,6
г 6,1 0,2 2880 250 16,3 162,5 0,07 0,47 0,67 108,9 589,5
д 8,0 3,34 3745 280 16,9 174,7 0,061 0,49 3,83 668 1257,5
е 12,0 1,1 3745 280 16,9 174,7 0,061 0,73 1,83 319,7 1577,2
1 1,0 1,71 720 125 16,3 162,5 0,167 0,29 2,00 325 392 -87 22
2 1,0 1,41 720 125 16,3 162,5 0,167 0,29 1,70 276,2 441,4 -165,2 37,4
3 1,0 2,21 720 125 16,3 162,5 0,167 0,29 2,50 406,3 480,6 -74,3 15,4
4 8,5 3,96 865 160 12,0 88,1 0,129 1,097 5,057 445,5 589,5 -144 24
Визначаємо сумарні коефіцієнти місцевих опорів.
На ділянці а тиск губиться на вхід, у двох відводах і в трійнику – на
відгалуження.
Коефіцієнт місцевого опору кожуха визначаємо по довіднику к
а =1,5 .
Коефіцієнт місцевого опору трійника з відгалуженням під кутом 30о
Ta = 0,2
Коефіцієнт місцевого опору одного відводу при куті повороту 90о.
oa = 0,21
Сумарний коефіцієнт місцевих опорів для ділянки a
a =1,5+ 2 0,21+ 0,2 = 2,12
На ділянці б тиск губиться в трійнику на відгалуження. Коефіцієнт
місцевого опору трійника з відгалуженням під кутом 30о.
Т
б =б = 0,3
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
Позначення
На ділянці в тиск губиться в трійнику на відгалуження. Коефіцієнт
місцевого опору трійника з відгалуженням під кутом 30о.
Т
в =в = 0,2
На ділянці г тиск губиться в перехідному патрубку від вентилятора й у
витяжній шахті з парасолем. Втрати тиску в перехідному патрубку від
вентилятора орієнтовно оцінюється коефіцієнтом місцевого опору
в
е = 0,1
Коефіцієнт місцевого опору у витяжній шахті
ш
е =1
Сумарний коефіцієнт місцевих опорів на ділянці е
е = 0,1+1=1,1
На ділянці 1 втрати тиску виникають на вході, у відводі і трійнику.
Коефіцієнт місцевого опору кожуха
к
1 =1,5
Коефіцієнт місцевого опору відводу при куті повороту 90о.
о
1 = 0,21
Коефіцієнт місцевого опору трійника
Т
1 = 0
Сумарний коефіцієнт місцевих опорів для ділянки 1
1 =1,5+ 0,21=1,71
Аналогічно визначаються сумарні коефіцієнти місцевих опорів для
ділянок 2 і 3:
2 =1,5+ 0,21− 0,3=1,41; 3 =1,5+ 0,21+ 0,5= 2,21
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
На ділянці 4 втрати тиску виникають на вході, у двох відводах і в
трійнику. Коефіцієнт місцевого опору воронки, що відсмоктує, визначається по
довіднику:
lop4 = 3
Коефіцієнт місцевого опору відводу під кутом 30о з ланок круглого
перетину:
0,1
4 = 0,15
Коефіцієнт місцевого опору відводу під кутом 90о
0,24 = 0,21
Коефіцієнт місцевого опору трійника
T4 = 0,6
Сумарний коефіцієнт місцевих опорів для ділянки 4
4 =3+ 0,15+ 0,21+ 0,6 =3,96
Для зручності розрахунок робимо по допоміжних таблицях, з яких
2
визначаємо значення і , записуємо ці значення в таблицю (графи 7 і 8
2 d
відповідно). По заданим і розрахованим даним розраховуємо втрати тиску за
формулою 11.5.
Для спрощення обчислень спочатку шляхом перемножування результатів
граф 2 і 8 визначаємо l потім додаванням результатів граф 9 і 3 одержуємо
d
l і (графа 10) і, далі, шляхом перемножування результатів граф 7 і 10
d
знаходимо p (графа 11).
У графі 12 наростаючим підсумком записуємо втрати тиску в магістралі
до кінців відповідних ділянок, а для відгалужень розташовуваний для них тиск.
Розташовуваний тиск для ділянки 1 дорівнює підрахованій утраті тиску
на ділянці а, для ділянки 2 – сума втрат тиску на ділянці, для ділянки 3 – сума
втрат тиску на ділянці а, б, в, г.
У графі 13 позначені для відгалужень неув'язки Δp в Па, а в графі 14 у
відсотковому вираженні від розташовуваного тиску неув'язки визначаються як
різниця між втратами тисків у відгалуженнях і розташовуваних для них
тисками. Тому що неув'язки перевищують 10%, те необхідно зробити
ув'язування тисків. Ув'язування можна робити шляхом встановлення
дросилюючих діафрагм, шляхом зміни діаметра відгалуження або шляхом
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
зміни витрати повітря через відгалуження. У даному випадку встановлення
діафрагм небажано, тому що діафрагма будучи перешкодою для механічних
часток, що транспортуються по повітрю, буде сприяти їхньому нагромадженню
там. Робимо ув'язування шляхом зміни діаметрів відгалуження.
1
р 5
Необхідний діаметр визначається за формулою: d = dпр , мм,
р
де dn – раніше прийнятий діаметр, мм;
p – утрата тиску у відгалуженні;
p`– розташовуваний тиск у відгалуженні
1 1
325 5 276,2 5
Тоді d1 =125 =119 мм; d2 =125 =112 мм;
392 441,4
1 1
406,3 5 445,5 5
d3 =125 =119,6 мм; d4 =160 =151 мм.
480,6 589,5
Тому що повітропроводи бажано приймати стандартного діаметра, а з
розрахунку видно, що отримані значення не можна привести до якого-небудь
іншого стандартного діаметра, крім раніше прийнятих, то ув'язування тисків
зробимо шляхом деякого збільшення витрати повітря у відгалуженнях, що не
приводить до зниження функціональних здібностей місцевих відсмоктувачів.
Дійсна витрата повітря визначається за формулою:
р
L = Lпр , м3/год (11.7)
р
де Lпр – раніше прийнята витрата повітря м3/год;
p` – розташовуваний тиск у відгалуженні Па;
p – утрата тиску у відгалуженні Па.
392 441,4
Тоді L1 = 720 = 791 м3/год; L2 = 720 = 910 м3/год;
325 276,2
480,6 589,5
L3 = 720 = 783 м3/год; L4 = 865 = 995 м3/год.
406,3 445,5
Відповідно змінюються витрати повітря на інших ділянках
повітропроводу
Lб = L
3 3
a + L1 = 720 + 791=1511м /год; Lв = Lб + L2 =1511+ 910 = 2421м /год;
L 3 3
г = Lв + L3 = 2421+ 783=3204м /год; Lд = Lе = Lг + L4 =3204 + 995= 4199м /год.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
При зміні витрат зміняться так само і швидкості повітря на ділянках, тому
що ці дві величини зв'язані прямою залежністю.
Дійсна швидкість визначається за формулою:
L
= , м/с (11.8)
3600 F
де L – дійсна витрата повітря на ділянці м3/год;
F – площа поперечного перерізу повітропроводу, м2.
1511 2421
Тоді: б = =16,5 м/с; в = =16,8 м/с;
3600 0,0255 3600 0,04
3204 4199
г = =18,2 м/с; д = =18,9 м/с;
3600 0,0049 3600 0,0615
791 910
1 = =11,9 м/с; 2 = = 20,55 м/с;
3600 0,0123 3600 0,0123
783 995
3 = =17,7 м/с; 4 = =13,8 м/с;
3600 0,0123 3600 0,02
Загальна втрата тиску в розглянутому повітропроводі буде дорівнювати
сумі втрат тисків на всіх ділянках магістралі, тобто
p= pa + pб + рв + рг + рд + ре = 392 + 79,4 + 39,2 +108,9 + 6680 + 319,7 =1607 Па.
Загальна витрата повітря у повітропроводі визначається підсумовуванням
складових витрат:
L = Lа + L1 + L1 + L2 + L3 + L4 = 720 + 791+ 910 + 783+ 995= 4199 м3/год.
Раніше обраний циклон забезпечує роботу з продуктивністю,
розрахованою з урахуванням зміни витрат повітря у відгалуженнях. Виходячи
з загальних витрат ΣL і втрат тиску Σp по довіднику підбираємо радіальний
вентилятор А4095-3 типу Ц4-70N4, з числом оборотів по третій характеристиці
nв = 2880 хв-1. Визначаємо потужність електродвигуна Ny = 4 кВт.
Вибираємо електродвигун асинхронної серії 4А: 4А100S2, у якого
номінальна потужність на саму Nном = 4 кВт і синхронна частота обертання валу
nc = 2880 хв-1.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. – 656
с.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
6. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет. –
Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2022. – 98 с.
9. Б.С. Гершунський «Довідник по розрахунку електронних схем». Київ,
1983р. – 240 с.
10. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
11. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
Арк.
ЧДТУ А1 21013 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155