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/5716Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Ключка, Костянтин Миколайович | - |
| dc.contributor.author | Волошин, Роман Дмитрович | - |
| dc.date.accessioned | 2025-06-24T17:28:35Z | - |
| dc.date.available | 2025-06-24T17:28:35Z | - |
| dc.date.issued | 2025-06 | - |
| dc.identifier.uri | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5716 | - |
| dc.description.abstract | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення професійного сценічного обладнання. 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 аспекти практичного використання надпровідників в електроенергетиці. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку додаткових втрат в системі електропостачання при зниженні якісних показників електричної енергії. В розділі з охорони праці проведено розробку рекомендацій щодо безпеки праці працівників відділу. | uk_UA |
| dc.language.iso | uk | uk_UA |
| dc.subject | електропостачання | uk_UA |
| dc.subject | розрахунок електричних навантажень | uk_UA |
| dc.subject | компенсація реактивної потужності | uk_UA |
| dc.subject | релейний захист та автоматика | uk_UA |
| dc.title | Електропостачання підприємства з виготовлення професійного сценічного обладнання | uk_UA |
| dc.type | Bachelor Thesis | uk_UA |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Волошин.pdf Restricted Access | 18.74 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 20015 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
професійного сценічного обладнання»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Волошин Роман Дмитрович
(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
Волошину Роману Дмитровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення професійного
сценічного обладнання»
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 –
11081 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2000 МВА; 5. Розмір цеху – 50х35х8
м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 67 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 607 кВт; 8. Індивідуальне завдання – практичне використання
надпровідників в електроенергетиці; 9. Техніко-економічні розрахунки – розрахунок
додаткових втрат в системі електропостачання при зниженні якісних показників електричної
енергії; 10. Охорона праці – розробка рекомендацій щодо безпеки праці працівників
відділу.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – практичне використання надпровідників в електроенергетиці
10 Техніко-економічні розрахунки – розрахунок додаткових втрат в системі
електропостачання при зниженні якісних показників електричної енергії
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 – 18.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 19.03.25 – 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 – 20.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 21.04.25 – 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 – 13.05.25
9 Індивідуальне завдання 14.05.25 – 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 ________________ Роман ВОЛОШИН
(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 цеху по
виготовленню сценічних прожекторів...………………….. 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання……………………………………..…... 14
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 17
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 18
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 19
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ………… 21
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 30
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 33
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху…………………………………………………... 33
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 33
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 41
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 42
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 42
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 46
3.3. Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 49
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Волошин Р.Д. Електропостачання Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М. підприємства з виготовлення 3 164
Реценз. професійного сценічного
Н. Контр. Ключка К.М. обладнання ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12ск3
Затверд. Ситник О.О.
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 55
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 55
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 59
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 64
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 67
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 67
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 70
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 74
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 74
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 77
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 81
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 85
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 85
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 86
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 88
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 89
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 91
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 92
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 94
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 94
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 97
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 97
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 99
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 103
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 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…………………………………………………… 113
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 114
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 114
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 121
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 124
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 124
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 129
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 132
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 133
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 133
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність 135
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1
кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання 136
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 137
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 138
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – практичне використання
надпровідників в електроенергетиці……………………………. 146
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – розрахунок
додаткових втрат в системі електропостачання при зниженні
якісних показників електричної енергії………………………… 151
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………...……………………………….. 155
11.1. Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при
виконанні робіт в приміщенні проектно…….………….. 155
11.2. Розробка рекомендацій щодо безпеки праці працівників
відділу…………………..……………………………..…... 160
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ………………………….. 164
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
2 Основне електроустаткування ………………………………………. 6
ВСТУП
Раціонально спроєктована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
Важливою складовою енергетичного комплексу є електроенергетика, без
якої неможливо уявити роботу будь-якого підприємства.
Проєктування систем електропостачання полягає в розробці комплексної
документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування, розрахунки,
креслення, схеми та пояснювальну записку.
В ході проєктування проводиться аналіз потужності електроспоживачів,
їх категорїйність на напруги на якій вони працюють, а також їх розташування.
В результаті аналізу визначаються групи приймачів електроенергії та
намічається попередній варіант структурної схеми електропостачання. Далі в
проєкті вирішується задача оптимального варіанту вибору електричної мережі
та їх технічні і економічні показники.
Наступним кроком є встановлення технічних параметрів при виборі
конкретного електроустаткування. На цьому етапі проєктування проводиться
загальна розробка взаємозв’язків конструктивної частини, кабельних трас,
технології монтажу, процесу керування тощо. За даними, одержаними на цьому
етапі проводяться розрахунки з визначенням параметрів системи
електропостачання та робиться вибір обладнання релейного захисту та
автоматики.
Завершенням проєкту є вибір обладнання і техніко-економічні
розрахунки з контролю правильності та якості прийнятих рішень.
Змістом навчального проєктування є пояснювальна записка та креслення.
До пояснювальної записки входять короткі обґрунтування ухвалених рішень,
потрібні розрахунки, схема СЕП, графіки електричних навантажень, схеми
захисту ліній та підходу, до електричної підстанції від напруги, спеціальна
частина, економічна частина та розділ охорони праці на підприємстві
електропостачання котрого ми проєктуємо.
Випускна робота містить розрахунково-пояснювальну записку та
графічну 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 20015 63/63-03 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.
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 [1 – 7] 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 [2]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 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.
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 необгрунтованого
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
необгрунтованого 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
недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що
мотивується тім, що наносяться «значні збитки народному господарству».
Слід зазначити, що поняття «значні збитки народному господарству» слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
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
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 (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого проєктується, є підприємство з
виготовлення професійного сценічного обладнання.
Перша група продукції, що випускається, це специфічні механічні
прилади для функціонування сцени, а саме: підйомники, оснащення для завіси,
софіти і штанкети, апаратура управління.
Друга група продукції, що випускається, це освітлювальне та звукове
обладнання − різні світильники і прилади, за допомогою яких організовується
освітлення на сцені та в зоні зйомок, а також оганізовується звуковий супровід
театрального дійства.
Серед освітлювального обладнання можна виділити кілька видів:
− лампи (світлодіодні, люмінесцентні, газорозрядні, високого тиску,
розжарювання),
− прожектори (заливаючі, розсіювальні та спрямовані),
Серед звукового обладнання це насамперед електронна апаратура
звукопідсилення, а також та гучномовці для озвучування залів та відкритих
майданчиків.
При проєктуванні промислового підприємства, що випускає
вищезазначену продукцію, важливим етапом є та розрахунок їх системи
електропостачання. Для цього необхідно здійснити проєктування
електропостачання підприємства як в цілому, так і його окремих виробничих
підрозділів (цехів).
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по
виготовленню сценічних прожекторів
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ). Для здійснення правильного вибору
схеми та конструктивного виконання цехових мереж мають вплив такі фактори:
ступінь надійності приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по
території цеху, номінальні струми і напруги тощо.
Даний цех є складовою частиною типового виробництва сценічного
обладнання. Цех випускає таку продукцію, як сценічні прожектори. Вони
бувають трох типів: заливаючі, розсіювальні та спрямовані.
Цех, який ми проєктуємо, матиме виробничі, допоміжні, а також побутові
приміщення. Цех отримує електропостачання від власної КТП.
Електроприймачі, кількістю в 67 шт. Вони отримують живлення від
трьохфазної мережі зміного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц. Крім
того в цеху наявнв шість споживачів з однофазним і/або двофазним живлення.
Однофазні (двофазні) пристрої: тестовий бокс, однофазна біфілярна піч. Також
в цеху є освітлювальна мережа, яка споживає відносно невелику кількість
електроенергії. На території цеху наявне нормальне середовище, відсутня
запиленість та агресивні суміші в повітрі. Кількість робочих змін − 2.
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. Повна
встановлена потужність цеху становить 607 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
1) Приймачі 2 категорії − перерва електропостачання, яких призводить
до масового не допуску продукції, масового простою робочих, механізмів.
Приймачі другої категорії рекомендується забезпечувати електропостачанням
від двох незалежних джерел живлення;
2) Приймачі 3 категорії − інші приймачі, які непідходять під визначення
1 і 2 категорії. Перерва електропостачання цих приймачів не призводить до
суттєвих наслідків, простоїв і інших несприятливих наслідків. Для таких
електроприймачів перерва електропостачання, необхідна для заміни
пошкодженого елемента, не перевищує 1 доби.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Таблиця 1.1 – Перелік використаного цехового обладнання
№
№ Назва споживача Кількість, позиції Потужність,
кв cosφ tgφ
п/п (верстата) шт. на кВт
плані
Силові трифазні споживачі напругою 0,4 кВ
Зварювальний
1 5 13 5 0,8 0,94 0,36
маніпулятор
2 Листогибочний верстат 6 1 9,6 0,7 0,86 0,59
3 Ножиці по металу 6 5 6,4 0,5 0,82 0,7
4 Прес №1 6 2 9,8 0,7 0,88 0,53
5 Прес №2 6 3 9,6 0,7 0,83 0,67
6 Фрезерний верстат 6 4 9,5 0,7 0,82 0,7
7 Компресор 4 11 18 0,8 0,61 1,29
8 Токарний верстат 4 6 8,7 0,5 0,85 0,62
9 Свердлильний верстат 4 7 7,6 0,6 0,75 0,88
10 Вентилятор нагнітаючий 2 9 24 0,8 0,51 1,68
11 Вентилятор витяжний 12 8 4,2 0,8 0,61 1,29
Однофазні споживачі 0,4 (0,23) кВ
12 Однофазна біфілярна піч 3 10 14,4 0,5 0,94 0,36
13 Тестовий бокс 3 12 15,7 0,5 0,61 1,29
Каркас цеху споруджено з блоків-секцій довжини 3 і 6 і 1 м кожен.
Розміри ділянки зайнятої будівлею цеху: А х В = 50м х 35м.
Всі приміщення, одноповерхові висотою 8 м.
Електропостачання дільниці нашого цеху за ступенем вибухо-і пожежної
безпеки можна віднести до безпечного, так як він не має приміщень, де б
містилися небезпечні речовини.
За електробезпекою цех належить до класу підвищеної небезпеки,
оскільки в цеху велика кількість струмоведучих частин, а також можливе
дотикання обслуговуючого персоналу одночасно до корпусів електричного
обладнання і струмоведучих конструкцій, пов'язаними із ними.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
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.
Умови середовища в цеху важкі, що пов’язане з виділенням металевого
струмопровідного пилу та газів. Існує можливість одночасного доторкання до
відкритих і сторонніх провідних частин.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води. Освітлювальні установки живлять
від мережі 230 В. КТП живиться від ГПП 10 кВ.
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.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться до
класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
План цеху та розташування обладнання приводиться рис. 1.1. Обладнання
цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу виробництва
світлотехнічних притсроїв зовнішнього освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Рисунок 1.1 – План цеху по виготовленню сценічних прожекторів
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
каналах. Основними високовольтними споживачами шіснадцять
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], 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.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
На території підприємства, крім основних виробничих цехів, також
знаходяться адміністративний корпус заводоуправління, котельня, головна
понижуюча підстанція, склади, гаражі і т.п.
Згідно 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.
Генеральний план підприємства представлений на рис. 1.2.
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.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна розбити
територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Згідно ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування,
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного
процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в усіх виробничих цехах та в
котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від двох незалежних джерел,
а перерва їх електропостачання допускається лише на час автоматичного
включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться цех підготовки
скляних виробів, цех попередньої обробки скла, компасів навігаційних буїв, цех
упаковки і тари, складське приміщення, ідальня, заводоуправління,
лабораторія.
Рисунок 1.2 – Генеральний план підприємства
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, що таким є джерело, «на якому
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно виконувати
не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових пунктах, до яких
приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих пунктів здійснюється
від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для перемикання застосовується
найпростіша автоматика. Для зменшення витрат на резервування розподіл
електричних навантажень по категоріях виконується по електроприймачах, а не
по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Поняття «категорія електроприймачів 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 і III. Питома вага споживачів різних категорій по встановленої
потужності складає: І категорія – 45 %, II категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,4 кВ, а освітлення – 230 В; 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
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
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=2000 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 7 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 430 квар, в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P по активній потужності за час
Θ
t+Θ
1
PΘ =
Θ P( t)dt .
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 [3, 6], 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]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність P ;
ном
‒ паспортна потужність P ;
пасп
‒ 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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
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 зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ = рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. 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 ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ× А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
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 . (2.3)
Величина n при визначенні К
e р для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
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 даних
[6].
Наприклад, для фази а маємо
PS(a) = Кв× Рав× r(ав)а + Кв× Рac× r
(аc)а + Кв× Рао ;
QS(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q
(аc)а + Кв×Qао ,
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);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
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:
РS = 3× РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − однофазна біфілярна піч (3 одиниці),
б) друга група – тестовий бокс (3 одиниці).
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
cosφпасп = 0,51; паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф =14,4кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики: cosφпасп = 0,61; паспортні потужності яких складають:
Рпасп.ф =15,7кВт;
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: для першої групи однофазних ЕП, що
рівномірно ввімкнені на фазні напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3×14,4 = 43,2 кВт;
для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на лінійні
напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Рном, у 2 = 3×15,7 = 47,1 кВт.
Для виконання остаточного розрахунку всі електроприймачі (в т.ч.
враховуючи однофазні) розділяємо на групи за ознакою типу обладнання.
Для прикладу зробимо розрахунки для групи з 5 шт збиральних автоматів;
отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Р = 5×5 = 25 кВт.
ном1
Визначаємо розрахункову величину KB ∙ Pном для споживачів цієї ж групи,
використовуючи значення КВ з таблиці 1.1; значення добутку KB ∙ Pном зносимо
у відповідні графи таблиці 2.1
KB ∙ Pном1 = 0,8 ∙ 25 = 20 кВт.
Визначаємо слідуючу розрахункову величину таблиці 2.1 та зносимо її у
відповідну комірку цієї таблиці
KB ∙ Pном1 ∙ tgφ = 20 ∙ 0,36 = 7,2 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп ЕП та
зносимо результати розрахунків у таблицю 2.1.
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 607 кВт.
Остаточні 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
Q =q =р tg (2.6)
ном ном ном
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Після знаходження вказаної у виразі (2.6) суми отримаємоху
становитиме
Qном цеху =167,9 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною K P , що відповідає значенню K p , за
в ном
співвідношенням
Pроз =Kp Kв Pном , (2.7)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
де Kp = f (Kв,ne,Ta ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання K та ефективної кількості електроприймачів пе та
в
сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні навантаження.
Згідно [6] 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 = n , (2.8)
n p2
ном
1
Величину n можна також знайти за спрощеним співвідношенням
e
2 pном
n = , (2.9)
e
pном.mах
2 607
ne = = 51.
24
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [3, 6].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K = 1 , (2.10)
в n
pном.i
1
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
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
K 1 , (2.11)
в.цеху =
n
Pном.i
1
408,6
K
в.цеху = = 0,67.
607
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності для
цеху визначаємо за довідковими даними [3] − К р = 0,85.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для визначення
розрахункової активної потужності прийме вид:
п
P =K K P =K К P , (2.12)
роз.цеху p в.цеху ном p в.і ном.і
1
Pроз.цеху = 0,850,67×607 = 345,69 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху = Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху = 389,7 квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за формулою
S 2 2
роз. = Pроз +Qроз ,
S 2 2 кВА.
роз. = 345,7 +389,7 = 521
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [10].
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
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 [8]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р
mах.ос
визначмо згідно виразу
Р mах.ос = Рп.ос.ф×S
Р кВт, (2.12)
mах.ос=126,5 1750= 46375
де S = 50×35 = 1750 м2 – фактична площа приміщення;
Рп.ос.ф = 26,5 Вт/м2 − питома фактична потужність освітлювальних установок,
визначається за джерелом [7].
Розраховуємо максимальну активну потужність освітлення методом
коефіцієнта попиту, який приймаємо Kп = 0,9 за формулою
Pроз ос = Pmax оc× Kп .
Розрахункова активна потужність освітлення буде дорівнювати
Pроз,ос = 46375×0,9 = 41,7 кВт.
Для обраних ламп максимальна реактивна потужність
Q роз.ос = Рроз.ос tg0 (2.13)
Q роз.ос= 41,7 0,53 = 22,3 квар,
де tgφ = 0,53 для обраних ламп, згідно даних [7] .
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
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 = Рроз.цеху+Росв, кВт ;
0,4цеху Р = 345,7 +41,7=387,4кВт ;
0,4цеху
Q = Qроз.цеху +Qосв, квар ; Q =389,7+22,3= 412 квар.
0,4цеху 0,4цеху
Визначаємо розрахункове навантаження S на шинах цехової підстанції
ТП
за виразом
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )
,
SТП = 387,42 + 4122 = 565,5кВА.
Аналогічні розрахунки проводимо для всіх цехів підприємства та
заносимо до таблиці 2.2.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko . Коефіцієнт
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 +
i Q0,4 цеху .
i
i i
SНН ГПП =Sпр = 0,95 110812 + 66282 =12266,4 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
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 [4, 10]. 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 цеху по
виготовленню ретрансляторів бездротових мереж.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо згідно потужності цеху – 0,48 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
387,4
r = =16 мм.
3,14 0,48
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
a = м.с. ; (2.15)
с.м.
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16)
о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 345,7
0
с.м. = = 321,2 3210;
387,4
360 41,7
о.м. = = 38,750 390.
387,4
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини відповідних
радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства, отримані дані
заносимо до таблиці 2.3.
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
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, отримаємо
координати центру електричних навантажень (ЦЕН) підприємства:
2692683
Х = = 243 м;
11081
1795122
Y = =162м.
11081
Отримані значення далі використаємо при виборі місця розташування
ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Для визначення умовного центру електричних навантажень дл
встановлення цехових ТП існують декілька методів. Враховуючи наявність
впливу декількох факторів на вибір місця розташування ТП, доцільно
використовувати достатньо точний метод (погрішність 5-10%), суть якого
полягає в наступному. Координати ЦЕН обчислюються по формулах наведених
нижче.
Координати ЦЕН цеху по виготовленню сценічних прожукторів:
n
(Pроз. x )
і i
Х i=1
ЦЕН = n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
УЦЕН = i=1
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 2.4.
Таблиця 2.4 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
Pном,і х , y ,
Найменування , і Р х і
ном,і і Рном,i yі Xцен Yцен
кВт м м
1 2 3 4 5 6 7 8
Листогибочний верстат 9,6 2,8 26,88 25,2 241,92
Листогибочний верстат 9,6 8,8 84,48 25,2 241,92
Листогибочний верстат 9,6 14,8 142,08 25,2 241,92
Листогибочний верстат 9,6 33,5 321,6 25,2 241,92
Листогибочний верстат 9,6 39,5 379,2 25,2 241,92
Листогибочний верстат 9,6 45,5 436,8 25,2 241,92
Прес металічного шасі
9,8 2,8 27,44 7,3 71,54
світильника
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Продовження таблиці 2.4
Прес тип 1 9,8 8,8 86,24 7,3 71,54
Прес тип 1 9,8 14,8 145,04 7,3 71,54
Прес тип 1 9,8 33,5 328,3 7,3 71,54
Прес тип 1 9,8 39,5 387,1 7,3 71,54
Прес тип 1 9,8 45,5 445,9 7,3 71,54
Прес тип 2 9,6 2,7 25,92 16,4 157,44
Прес тип 2 9,6 8,7 83,52 16,4 157,44
Прес тип 2 9,6 14,7 141,12 16,4 157,44
Прес тип 2 9,6 33,6 322,56 16,4 157,44
Прес тип 2 9,6 39,6 380,16 16,4 157,44
Прес тип 2 9,6 45,6 437,76 16,4 157,44
Ножиці по металу 6,4 2,8 17,92 19,8 126,72
Ножиці по металу 6,4 8,8 56,32 19,8 126,72
Ножиці по металу 6,4 14,8 94,72 19,8 126,72
Ножиці по металу 6,4 33,5 214,4 19,8 126,72
Ножиці по металу 6,4 39,5 252,8 19,8 126,72
Ножиці по металу 6,4 45,5 291,2 19,8 126,72
Фрезерний верстат 9,5 2,7 25,65 3,4 32,3
Фрезерний верстат 9,5 8,7 82,65 3,4 32,3
Фрезерний верстат 9,5 14,7 139,65 3,4 32,3
Фрезерний верстат 9,5 33,6 319,2 3,4 32,3
Фрезерний верстат 9,5 39,6 376,2 3,4 32,3
Фрезерний верстат 9,5 45,6 433,2 3,4 32,3
Токарний верстат 8,7 2,9 25,23 33,7 293,19
Токарний верстат 8,7 10,5 91,35 33,7 293,19
Токарний верстат 8,7 39,3 341,91 33,5 291,45
Токарний верстат 8,7 46,8 407,16 33,5 291,45
Свердлильний верстат 7,6 6,8 51,68 34,2 259,92
Свердлильний верстат 7,6 13,8 104,88 34,2 259,92
Свердлильний верстат 7,6 35,7 271,32 33,8 256,88
Свердлильний верстат 7,6 42,8 325,28 33,8 256,88
Вентилятор витяжний 4,2 10,8 45,36 4,6 19,32
Вентилятор витяжний 4,2 24,1 101,22 4,4 18,48
Вентилятор витяжний 4,2 36,6 153,72 4,6 19,32
Вентилятор витяжний 4,2 12 50,4 14,3 60,06
Вентилятор витяжний 4,2 24,1 101,22 15,7 65,94
Вентилятор витяжний 4,2 36,5 153,3 14,3 60,06
Вентилятор витяжний 4,2 12 50,4 25,6 107,52
Вентилятор витяжний 4,2 24,6 103,32 27,9 117,18
Вентилятор витяжний 4,2 36,5 153,3 25,6 107,52
Вентилятор витяжний 4,2 8,5 35,7 33,4 140,28
Вентилятор витяжний 4,2 20,1 84,42 35,3 148,26
Вентилятор витяжний 4,2 41 172,2 32,9 138,18
Вентилятор нагнітаючий 24 18,5 444 34,6 830,4
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Продовження таблиці 2.4
Вентилятор нагнітаючий 24 20,2 484,8 33,3 799,2
Однофазна біфілярна піч 14,4 19,6 282,24 22,6 325,44
Однофазна біфілярна піч 14,4 19,5 280,8 14,7 211,68
Однофазна біфілярна піч 14,4 28,7 413,28 22,6 325,44
Компресор 18 19,6 352,8 18,5 333
Компресор 18 28,7 516,6 18,5 333
Компресор 18 19,8 356,4 26,4 475,2
Компресор 18 28,6 514,8 26,4 475,2
Тестовий бокс 15,7 29,9 299 35,1 351
Тестовий бокс 15,7 31,4 314 35,1 351
Тестовий бокс 15,7 33,5 314 37,2 351
Зварювальний
5 3 15 13,5 67,5
маніпулятор
Зварювальний
5 9 45 13,5 67,5
маніпулятор
Зварювальний
5 15 75 13,5 67,5
маніпулятор
Зварювальний
5 33,4 167 13,5 67,5
маніпулятор
Зварювальний
5 39,4 197 13,5 67,5
маніпулятор
Разом 607 14811 13415 24,4 22,1
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таб. 2.4,
розраховуємо ЦЕН:
14811
Х ЦЕН = = 24 м;
607
13415
YЦЕН = = 22 м..
607
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.
Оскільки розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
заважає технологічному процесу, допускається зміщення положення
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. У нашому випадку
ТП буде зміщене в місце, де наявно достатньо місця для встановлення.
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]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
Головна понижувальна підстанція ГПП розташовується поблизу точки
теоретичного центру навантаження підприємства [4]. Енергопостачання ГПП
виконано від двох незалежних вводів районного розподільчого пункту, по
повітряним лініям 110 кВ.
Застосована радіальна схема живлення цехів та відповідних установок,
від власної підстанції (ГПП) [3, 4]. Живлення виконано кабельними лініями, що
прокладені під землею, в спеціально створених кабельних каналах.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 7000 м.
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.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду в кінці місяця згідно
з фактично використаною електроенергією.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
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 живлячих 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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [4].
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)
[4, 10].
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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі 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 (P
0,4 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= 11628
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
ΔРтр = 0,02 11081= 221,6 кВт;
ΔQтр = 0,111081=1108,1 квар.
Таким чином, загальне навантаження об'єкта Sрозр визначається виразом
Sрозр = Ксм (Р + Р )2 2
м тp + (Qм + Qтp ) ;
Sрозр = 0,95 (11081+ 221,6)2 + (6628+1108,1)2 =13012 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів Sтр ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
SВН ГПП
ІрозПЛ= 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 =0,95
13012
ІрозПЛ = 0,95 = 32,4А.
2 3 110
Переріз лінії живлення Fек (мм2) визначаємо за виразом
IрозПЛ
F = , (3.3)
eк
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 J = 1,4 А/мм2
ек .
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
32,4
Feк = = 23,14 мм2.
1,4
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(АС70) = 260 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
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
32,4 1260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 32,4 1 1,25 260,
64,8 325;
– 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: X R .
Тому при значних протяжностях 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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
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)
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 U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 7,0 = 2,3 Ом,
Х = х0l = 0,195 7,0 =1,4 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 = 7000 м ),
P 11081+ 221,6 Q 6628+1108,1
cos= = = 0,87; sin= = = 0,59.
S 13012 S 13012
U/
ф = 32,4 (2,3 0,87 +1,4 0,59) = 91,6В.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
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 = 32,4 (1,4 0,87 − 2,3 0,59) =4,5В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U = U //
ф1 ф2 +Uф = Uф2 +Uф + jUф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − I R) = U j
p ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (U / 2
ф2 + Uф) + (U/ / )2
ф , (3.9)
Uф1 = (110000 + 91,6)2 + (4,5)2 =110,1 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
U /
ф2 + Uф
4,5
= arctg = 0.
110000 + 91,6
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110100 − 110000 =100В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
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
U U/ P R +Q X P
= 3 (I R + I X) = і і іR +QіX
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 (32,4 0,87 2,3+32,6 0,59 1,4) =158,9 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктній
обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
159,9
U(%) = 100 = 0,14%.
110000
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/ +Х/ / , (3.15)
0 0
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
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
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 = (1,15) = 5,84мм.
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
= 29,531,5 Ом мм2 / км , для міді =18,019,0 Ом мм2 / км .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
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= 7610 кВА з п. 2.5).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 11081= 221,6 кВт;
QТ = 0,111081=1108,1 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
S S = 0,95 (11081+ 221,6)2 + (6628+1108,1)2
np(6 ст.) ВН ГПП =13012 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
13012
Sтр = = 9294,3кВА.
2 0,7
По отриманому значенню потужності попередньо вибираємо номінальну
потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 10000 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
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;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
/ / /
значенням із двох величин K2 та K2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 (3,3752 4) + (4,522 2) + (7,8572 2) + (8,752 2) + (7,8572 2) + (8,752 2)
К1 = +
10 4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
(4,522 2) + (3,3752 4)
+ = 0,6.
4 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 2 + 4
/
Величина K
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К/ 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 (11,852 2) + (13,0912 2)
К2 = =1,25.
10 2 + 2
/ /
Величина K2 визначається за виразом
0,9×S
'' розр '' 0,9×13,078
К2 = ; К2 = =1,17.
Sн.тр 10
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,25.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [3] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К2;
1,31,25.
Таким чином, остаточно обираємо трансформатор з номінальною
потужністю Sн.тр. = 10000 кВА марки ТДН-10000/115 У1, що має напруги UВН
= 115 кВ та UНН = 11 кВ.
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
S
np(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;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
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.
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 565,6
SприблТ = = = 404,0 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
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
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.
387,4
Nmin = + 0,71= 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)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
де к
SТП
заван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, кзаван.ф =
Ne Sном T
565,6
kз.ф = = 0,71.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,71400)2 − 387,42 = 404,5 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
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 = 412− 404,5= 7,5 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −Q − N S
0,4 HK1 е ном Т (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми 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)
QНК2 = 412−7,5−0,18 2 400= 260,5.
Таким чином, остаточно кінцеве значення розрахункової потужності
батарей конденсаторів (4.9), буде
QHK = 7,5+ 260,5 = 268 квар.
сум
Обираємо конденсаторну установку КРМ-0,4-150/10 на 150 квар, в
кількості 2 шт. Сумарну потужність КУ обираємо з запасом, з урахуванням
можливого розширення виробництва.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
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 [3, 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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
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 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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
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, 6].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними
є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність
Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними
батареями статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (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 = 0,91);
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 = 430 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,91×6628+1108,1-430-3840=2869,6 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки конденсаторів марки УКЛ−10,5−1500−У1 потужністю
QБСК = 1500 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Підсумкова ємність КУ буде ΣQБСК = 3000 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
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 [3, 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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
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.
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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху гідравлічних насосів та
електромоторів. 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 =387,4+0,02 2 400 = 403,4 кВт;
Qмакс10 = 412+0,12 400= 492,0 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція Рм.Σ 0,4 кВт Qм.Σ0,4 квар Sн.тр кВА Рм.10, кВт Qм.10, квар
1 2 3 4 5 6
ТП-1 620,3 363,6 1000 640,5 463,6
ТП-2 387,4 412,0 400 403,4 492
ТП-3 867 504 630 880,7 568
ТП-4 724 479,9 630 736,6 542,9
ТП-5 425,2 249,9 400 433,2 289,9
ТП-6 479 310,1 630 491,6 373,1
ТП-7 178 99,8 250 183,0 124,8
ТП-8 405,6 269,1 400 413,6 309,1
ТП-9 271 150,9 250 276,0 175,9
ТП-10 1124 743,2 1600 1156,0 903,2
ТП-11 832 481 630 844,6 544
ТП-12 662 440,3 1000 682,0 540,3
ТП-13 1442 843 1000 1462,0 943
ТП-14 415 256,4 630 427,6 319,4
ТП-15 872 358,9 630 877 572
ТП-16 872 358,9 630 877 572
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-2 цеху по виготовленню світлотехнічних пристроїв зовнішнього освітлення
Sл(ТП-2) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми живлення і розрахункових
потужностей за виразом
Sл(ТП−1) = Р 2 +Q 2 , (5.3)
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
S 2 2
л(ТП-1) = 403,4 + 492 = 636,24 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
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
636,24
I
л(ТП−2) = = 36,73А.
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-2), по якому
проходить струм Іл(ТП-2) за виразом
Iл(ТП−2)
Fек(ТП−2) = ;
Jек
36,73
F 2
ек(ТП−4) = = 22,96 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривалодопустимим 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
Fек, Обраний
Ділянка кабелю Sл, кВА Lл, м Iл, A 2 Iт.д, А
мм кабель
ГПП-ТП1 718,4 35 41,5 25,9 110 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 636,2 100 36,73 23 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП3 1047,4 70 60,5 43,2 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 915,1 150 52,9 37,8 110 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Продовження таблиці 5.2
ГПП-ТП5 521,3 120 30,1 21,5 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 570,5 50 32,9 20,6 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП7 221,5 80 12,8 9,1 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП8 516,4 90 29,8 21,3 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП9 327,3 280 18,9 13,5 70 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП10 1467,0 50 84,8 60,6 170 АСБГ(3×70)
ГПП-ТП11 1004,6 60 58,1 41,5 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП12 870,1 200 50,3 35,9 110 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП13 1739,7 130 100,6 71,8 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП14 533,7 60 30,9 22,0 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП15 943,8 20 54,5 34 110 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП16 943,8 20 54,5 34 110 АСБГ(3×35)
ГПП-КУ10кВ 1500 5 86,6 65 110 АСБГ(3×35)
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-2) 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:
36,73 90 1,04 0,87;
36,73 74,9.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 36,73 90 1,04 0,87 1,25;
73,46 101,8.
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 Іл L (r0 cos + x0 sin), (5.8)
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,2 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП2, за виразами
P 387,4
cos = = = 0,69;
S 565,5
Q 412
sin = = = 0,73.
S 565,5
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 36,730,1 (0,2 0,69+0,92 0,73) =5,13 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
5,13 52,50.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умова і режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
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.
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 (рис. 6.1).
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. У якості базисних умов
обираємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
I = б
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
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2000 МВА з вихідної умови).
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,05.
2000
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R = r l б
пл 0пл л ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл = х б
0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії зі
стандартного провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл
− довжина лінії, км (lл = 7,0 км – з вихідної умови ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,329 7,0 = 0,017;
1152
100
хпл = 0,195 7,0 = 0,01.
1152
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U
х = к S
б , (6.4)
тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТДН−10000/115 У1 Uк = 10,5 %;
Sн.тр − номінальна потужність рансформатора – 10 МВА; фактичний
коефіцієнт трансформації
Uном В 115
n = = =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо реактивний
опір трансформатора ГПП (в.о.)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
10,5 100
хтp = =1,55.
100 10
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
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 наших розрахунках
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.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 = (хc + хпл ) + R 2
пл ;
2
ZК1 = (0,05+ 0,0103) + 0,01742 = 0,06.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
0,5
IкзК1 = = 8,3.
0,06
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
і = 2 I k , (6.6)
удК1 кзК1 удК1
де kуд К1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
х +х
kудК1 =1+ е c пл ;
0,0174
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,0103
удК1 =1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1 (кА)
іудК1 = 2 8,3 1,4 =16,4.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за виразом:
I
I = б2 (6.7)
кзК2 ,
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК2 = (хс + хпл + хтр + хш ) + (R +R )2
пл шл ;
2
ZК 2 = (0,05+ 0,0103+1,55 + 0,21) + (0,0174 + 0,21)2 =1,83.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2 (кА)
5,5
IкзК2 = = 3.
1,83
Ударний струм в точці К2 іудК2 (кА) визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
і = 2 I k ; (6.8)
удК2 кзК2 удК2
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R +R
−3,14 пл шл
хс+хпл+х +х
k =1+ е тр ш
удК2 ;
0,0174+0,21
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21
удК2 =1,67.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2 (кА)
іудК2 = 2 3 1,67 = 7,08.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 (кА) за
виразом
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3,
в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
ZК3 = (Х 2
с +Хпл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1) + (Rпл +R 2
ш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
ZК 3 = (0,05+ 0,0103+1,55 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,0174 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0612)2 = 3,52.
Підставивши у формулу (6.9) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3(кА)
5,5
I
кзК3 = =1,57.
3,52
Ударний струм в точці К3 іудК3 (кА) визначаємо за виразом
іудК3 = 2 IкзК3 kудК3; (6.10)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R +R +R +R +R +R
−3,14 пл ш авт ш авт1 л1
Х +Х +Х
k =1+ е с пл тр+Хш+Хавт+Хш+Хавт1+Хл1
удК3 ;
0,0174+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0612
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,09.
Підставивши у формулу (6.10) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3 (кА)
іудК3 = 2 1,57 1,09 = 2,41.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 (кА) за
виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4,
в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
Z = (Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х )2 + (R +R +R +R +R +R )2
К4 с пл тр ш авт ш авт2 л2 пл ш авт ш авт2 л2 ;
ZК4 = (0,05+ 0,0103+1,55 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,0174 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0625)2 = 3,14.
Підставивши у формулу (6.11) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4 (кА)
5,5
IкзК4 = =1,7.
3,14
Ударний струм в точці К4іудК4 (кА) визначаємо за виразом
іудК4 = 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
R +R +R +R +R +R
−3,14 пл ш авт ш авт 2 л 2
Хс+Хпл+Хтр+Хш+Хавт+Хш+Х
k =1+ е авт 2+Хл 2
удК4 ;
0,0174+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,0103+1,55+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,15.
Підставивши у формулу (6.12) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4 (кА)
х с
К1 іудК4 = 2 1,57 1,15 = 2,54.
х л
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1. R л
К1
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП х т р
Точка короткого
К1 К2 Rт р K3 К4
замикання К2
ІКЗ, кА 8,3 3 х а в т 1,57 1,7
іуд, кА 16,4 7,08R 2,41 2,54
ав т
6.3 Розрахунок струму однофазного коротхк шо г о замикання в мережі
110 кВ Rш
К2
Розрахунок струму однофазного кхо ар в от 1 т к ого замхи ак в т а 2 н н я здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рис. 6.2), що містить точку А
К3 К4 R а в т 1 R а в т 2
однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рис. 6.2),
користуючись рекомендаціями та припущенхн яя 1м и , вказанихм яи 2 у [1, 4].
Для розрахунку струму однофазногоR з а м икання Rна з емлю приймаємо
я1 я2
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміще
Т П 1 Т П 2 К3 К4 н ня (рис.
6.2) зі струмом короткого замиканням в точці А.
Т П 1 Т П 1
S А
кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення
длхя ср 0 о з раххун л 0к уА о д нохф т а р 1з 0 н огхо т рК 2 0 З
U к 0
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
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
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою
S
I б
б = .
3 Uб
Відповідно:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку
опору нульової послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х0 = n хл1; (6.13)
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, коефіцієнт n має такі
значення:
– для одноланцюгової лінії без тросів – 3,5
те ж зі сталевими тросами – 3,0
те ж зі сталевоалюмінієвими тросами – 2,0
– для дволанцюгової лінії без тросів – 5,5
те ж зі сталевими тросами – 4,7
те ж з сталевоалюмінієвими тросами – 3,0
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
В нашому випадку 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 =30,025= 0,075.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 1.5) 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)
к = k S(3)
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 = 1,35.
Підставивши у формулу (1.50) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції
S(1)
к =1,35 2000 = 2700 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції визначаємо
за виразом
(1)
I(1) Sк
к = , (6.15)
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.15) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної підстанції (кА)
(1) 2700
Iк = =14,17.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
І(1)
к 3 1
= , (6.16)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о.; ці
опори визначаються з виразу
хс1 = хс2 = хс, значення визначається за виразом (6.1).
З виразу (6.16) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х б
с0 = − хс1 − хс2;
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,05 − 0,05 =1,06.
14,17
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)
(1,06 + 0,0103)(1,66 +1,66)
х = = 0,79. 0
(1,06 + 0,0103) + (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 = , (6.17)
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,05 + 0,0103 = 0,06.
Підставивши у формулу (6.17) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого у точці А (кА)
(1) 3 15,5
ІкзА = =17,9.
0,06 + 0,06 + 0,79
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями [3, 4], 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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені стандартом 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, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Каталожні дані вимикача Умови вибору
Розрахункові дані
ВГТ-110-40/2500 У1
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ U
н Uном
І І І
mах = 34,6 А Іном = 2500 А max ном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд Ім.м.ск
In.t = 2,17 кА I І І
відкл. = 40 кА n.t відкл
В = І 2 2 2 2 2
к t= tф = 4,28 0,05 = 0,92
Вк = Іm tm = 67 0,05= 224,4 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.
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 U
н Uном
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Іmах = 34,6 А Іном = 1000 А Іmax І
ном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд Ім.м.ск
Int = 2,17 кА I І І
відкл. = 31,5 кА n.t відкл
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 7.3
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =16,4 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
В 2 2
к = Іt= tф = 4,77 3= 68,26 Вк = І 2 t 2
тер тер = 42 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра типу
Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
Sном =15 ВА r2ном =1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r = , (7.2)
2прил
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S 2
2Н− I2Н (rприл + rк )
rпров = . (7.3)
I2
2Н
S2Н − I2
2Н (rприл + rк ) 15 52 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 2
2Н 5
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр = , мм2 (7.4)
rприл
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110.
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 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/1250
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1А Ін = 1250 А
іуд = 3,32 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА
Int= 2,67 кА Iвідкл. = 31,5 кА
В 2
к = Іt= tф = 3,322 0,12 =1,32 Вк = І 2
m tm =31,52 0,12=109
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на вводах
від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі. Максимальний
розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ використаного силового
трансформатора становить, А.
Sроз
Ір10 = , (7.5)
3 × Uн
13012
Ір10 = = 682,9 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/630
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =159,6 А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск. = 20 кА
Int= 1,91кА Iвідкл. = 20 кА
Вк = І 2 2 2 2
t= tф = 3,7 3= 41,07 Вк = Іm tm = 20 0,12 = 48
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
13012 / 2
Ір10 = = 341,5 A.
3 ×11
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахункових.
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 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані трансформатора
струму ТОЛ-10 (800/5)
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1 А Ін = 800 А
іуд = 6,32 кА Iд = 14,8 кА
Вк = І 2 2
t= tф = 3,7 2 = 27,38 Вк = І 2
m tm =14,82 0,12 = 26,2
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню. Для
обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної обмотки
при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА , r Ом
2ном = 0,8
Номінальний струм вторинної обмотки I = 5А. До трансформаторів струму
2H
встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів, підключаються
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної енергії.
Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Е-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-І680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-І689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І2
2 52
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S − I2
2Н 2Н (rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I2
2Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
r Ом.
пров = = 0,06
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 7
Fпр = = 2,33 мм2
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
перерізом 2,5 мм2
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
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 7.8.
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 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
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)
Усього 180 436,8 472,8
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМІ–10.
Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора виконаємо
в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Е-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-І466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: – – – 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S =120 ВА більше Sф = 0,077 ВА, а це означає, що він буде
2H
працювати з припустимою погрішністю.
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 (7.9).
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо за
виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фактичний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [3]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
2470 0,2
Fmin = =13,4мм2,
83
Час дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де t – тривалість дії захисту, с;
зах
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф = 0,08+ 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП2 у нашому виадку буде виконана кабелем перерізом F =
25 мм2. Цей переріз є більшим за мінімально допустимий, а 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 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
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 тощо. 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 [3, 6].
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 короткого замикання. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПУЕ.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг перед
магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні, безпеки і
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу один або
декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції шаф
комплектної трансформаторної підстанції.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
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.
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.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 8.2) забезпечують
споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 − електроприймачі
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, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
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,
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
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.
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, 6].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
% 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.
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
Розрахунок проводимо методом коефіцієнта використання світлового
потоку.
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 8 м;
− довжина А = 50 м;
− ширина В = 35 м.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
Визначаємо потрібний світловий потік лампи за виразом
к3 Еmin S zФ = , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
Ecp
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = =1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям [4] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній
визначається за виразом
A B
i = , (8.2)
(A + B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
З [7] приймаємо е =Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв =е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.1.
Рисунок 8.1 – Розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Після вибору схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е = i=1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
=1,1 1,2 ;
n
e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею
Hp = H − hp − hc = 8− 0,8−1,2 = 6 м,
де Н — висота приміщення, Н = 8 м;
hр — висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо hp
= 0,8 м;
hc — відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 1,2 м.
Для прийняття світильника, що має глибоку криву сили світла (буква Г в
позначенні світильника), знаходимо значення з [7] – =1.
Відстань між світильниками
La = Hp =16 = 6 м.
В ряду можна розмістити 6 світильників, тоді між ними буде 5 проміжків
2 l = 48 − 6 5 = 8 м,
де l =4.
Приймаємо число рядів світильників рівним 7, тоді Lb = 7 м, а величина
La 6
= = 0,86 1,5.
Lb 7
Отримаємо кількість світильників в цеху N=42.
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
A B
i = ,
(A + B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м
50 35
i = = 2,57.
(50 + 35) 8
По даних [7], для приміщення з індексом i =2,6 та коефіцієнтом відбиття
п = 0,7; с = 0,4; р.п = 0,3; коефіцієнт використання світлового потоку
світильників Кв=0,83. Для мінімальної освітленості Emin=200 лк та коефіцієнту
запасу Кз = 1,5 світловий потік складає
200 1,5 1750 1,15
Ф = =17319 лм.
р
42 0,83
Обираємо лампу 4 лампи ДРЛ-250 з потужністю 250 Вт, що на світильник
створює світловий потік Фном=18000 лм [7].
Визначаємо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахункового
/Фр −Фном /
(%) = 100% ,
Фр
/17319 −19000 /
(%) = 100% = 8,1%.
17319,28
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
8,9 %, що є допустимим.
Активна потужність системи освітлення складає
P = P
ос ДРЛ СВ N ,
P =1000 42 = 42000
ос Вт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює
Q = P tg
max oc oc 0 ,
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Q = 42 0,53= 22,26 квар.
max oc
Отримані результати добре узгоджуються з попередніми результатами
отриманими у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до [1], для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватись напруга не вище 0,4/0,23 кВ змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 230 В змінного струму при ізольованій нейтралі
й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 230В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 0,4/0,23 к0 В складає 80 м, для системи напруг 230/133В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
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 (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРІ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
0,85
приміщень
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Продовження таблиці 8.1
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади управління 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної системи освітлення розрахункова потужність дорівнює
Рроз = 0,95 1,12 42 1000 = 44,69 кВт.
Для цеху обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення;
2 – групові щитки робочого освітлення
Загальна кількість світильників в цеху N=42 розподілена на 4 групові
щитки робочого освітлення рівномірно по 10 плюс 2 штуки окремо.
Світильники кожного групового щитка рівномірно розподілені по фазах.
При цьому виконані умови щодо максимальної довжини трифазних
чотирипроводних групових ліній – не більше 80 м.
Дальше здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому
кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладки відповідає допустимий нормований струм ( Ідоп , А).
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +25 С та +15 С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (4.5)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
I = ;
pоз
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 3
роз 10
Ipоз = ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P 103 P 103
роз роз
I = = ,
pоз
3 U 3 U cos
л cos ф
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання cos =1
; для мереж з люмінесцентними лампами cos = 0,95; для газорозрядних ламп
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos = 0,9 ; без конденсаторів –
cos = 0,57 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі повина бути для ламп ДРЛ близько 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп: ЩО1 – 21 штук, ЩО2 – 21 штук.
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням
1 Pроз oc
I = , А;
pоз
2 3 Uф cos
1 44,69 103
Ipоз = = 39 А.
2 3 220 0,9
Обмеження на групові щитки, що використовується за радіальною
схемою, складають 200 А. Таким чином, для обраної радіальної схеми та
прийнятого розподілу ламп між щитками для обраної схеми, вимоги щодо
даного обмеження, виконується.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає загальному розрахунковому струму Ipоз =39
А, та враховуючи, що задіяні два ЩО підключені до різних шин КТП, обираємо
алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ (4х10) з допустимим струмом
50 А.
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить близько 10% від
загального, розрахунковий струм для нашого випадку, враховуючи один щиток
аварійного освітлення, дорівнює Іроз. = 7 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [2] 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 .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
Umin – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й в
іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos + Up sin ) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (U кз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U = кз
a ;
Sном.тр
Up = U 2
кз −U 2
a ,
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення S Р U
ном.тр , кз , кз
вказуються в каталогах технічних даних на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника, див. табицю 8.2;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
кВ мідних алюмінієвих
0,4/0,23 Трифазна з нульовим проводом 77 46
0,4/0,23 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або
0,23 12,8 7,7
постійного струму
0,23/0,133 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
0,23 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
Продовження таблиці 8.2
0,23/0,133 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
133 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
Двопровідна змінного або постійного
110 3,2 1,9
струму
36 Трифазна 0,68 0,42
Двопровідна змінного або постійного
36 0,34 0,21
струму
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рис. 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового щитка
робочого освітлення в кінці цеху
−M1 = L1 P1,
1
де P1 = Pроз ос − потужність групового щитка робочого освітлення, L1 =9 м –
4
відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
−M1 = 44,69 9 = 86,4 кВт м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 4.9) – від шин РУНН підстанції для найбільш
віддалених світильників
L
−M2 = L0 P2 + P2 (L0 + ) ,
2
Pроз ос
де P2 = кВт,
4
44,69
P2 = =11,17 кВт,
4
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
L0 = 36 м – відстань від ТП до останьої четвертої освітлювальної
магістралі,
L = 22 м – довжина магістралі,
Таким чином
22
−M2 =11,17 36 +11,17 (36 + ) = 79,32 кВт м.
2
При складеній розгалуженій мережі втрата напруги на кожній дільниці
освітлювальної мережі визначається за виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (див. таблицю 8.2);
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Для першої ділянки
86,4
U = = 0,47%.
46 4
Для другої ділянки
79,32
U = = 0,43%.
46 4
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5% Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 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 [5].
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
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
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
[3].
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
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 [5, 10].
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури [6].
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати
діюче значення струму промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в IEC 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу [6].
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники [6].
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт
може бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками,
у якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік [6].
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників [6].
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників [6].
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію[1].
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
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
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3 [6], 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 j 2
е= 1,4 А/мм .
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.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене за
формулою
P
I = ном , (8.2)
pоз
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ [1].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку приймаємо КП =0,7.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
рн, Imax, Iн.доп.
Споживач cosφ Ip, A Марка
кВт A А
Листогибочний верстат 9,6 0,86 17,0 21,2 29 АВВГ(4х4)
Прес тип 1 9,8 0,88 17,0 21,2 29 АВВГ(4х4)
Прес тип 2 9,6 0,83 17,6 22,0 29 АВВГ(4х4)
Ножиці по металу 6,4 0,82 11,9 14,8 29 АВВГ(4х4)
Фрезерний верстат 9,5 0,82 17,6 22,0 29 АВВГ(4х4)
Токарний верстат 8,7 0,85 15,6 19,4 29 АВВГ(4х4)
Свердлильний верстат 7,6 0,75 15,4 19,2 29 АВВГ(4х4)
Вентилятор витяжний 4,2 0,61 10,5 13,1 29 АВВГ(4х4)
Вентилятор нагнітаючий 24 0,51 71,5 89,4 109 АВВГ(4х35)
Однофазна біфілярна піч 14,4 0,94 69,7 87 127 АВВГ(2х35)
Компресор 18 0,61 32,2 40,3 67 АВВГ(4х16)
Тестовий бокс 15,7 0,61 67,7 84,7 127 АВВГ(2х35)
Зварювальний маніпулятор 5 0,94 8,1 10,1 21 АВВГ(4х2,5)
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір, РП, А Ін.доп, А Марка
РП1 114 136 АВВГ(4х50)
РП2 214 272 2хАВВГ(4х50)
РП3 41 67 АВВГ(4х16)
РП4 46,4 67 АВВГ(4х16)
РП5 46,5 67 АВВГ(4х16)
РП6 86,4 136 АВВГ(4х50)
РП7 80,2 109 АВВГ(4х35)
РП8 46,4 67 АВВГ(4х16)
РП9 46,4 67 АВВГ(4х16)
РП10 41 67 АВВГ(4х16)
РП11 83,4 136 АВВГ(4х50)
РП12 83,4 136 АВВГ(4х50)
ККУ 227,9 272 2хАВВГ(4х50)
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5565,6
Iр.с.в= = =408А.
3 Uн 3 0,4
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-37 400/400, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=400А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5 до
−2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
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).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
δ×U =
1 δ×U = Eм -(ΔUтр +Uм +ΔUсп )−5 ,
1
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
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.
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 )
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
нашого цеху – компресор Ір=32,2А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 16 мм2,
питомий активний та індуктивний опір: r0=0,28 Ом/км, х0=0,26 Ом/км, Lкл2=10м
ΔU (В) = 3×32,2×0,01×(0,28×0,61+0,26×0,79)= 0,21В;
л2
0,21
ΔU (%) = 100%=0,1%.
л2
380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔU = м
т ×(Uа ×cosφ + U
S р ×sinφ) ,
нт
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
Uа = кз ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Uр = u2
кз -U2
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
1 565,6
Sм = Sтп = = 282,8 кВА.
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
282,8
ΔUТ = × (1,38×0,61+ 4,3×0,79) = 3%.
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
100% +5%− 3 % − 0,1% = 101,9% >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
U = U 2
2 1
W1
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
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 8.5.
Таблиця 8.5 – 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
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. Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ.
В якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11, в нашому
випадку таким РП буде − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [2]. Де представлені
рекомендації стосовно застосування методики розрахунків максимальних і
мінімальних значень струму при симетричних і не симетричних КЗ, види яких
визначені відповідно методики.
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.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
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.
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=0,5 мОм [1].
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
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. 8.9, рис. 8.10).
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
Розрахунок опорів елементів мережі. Активний та індуктивний опір
силових трансформаторів у міліомах, приведений до ступеня низької напруги
мережі розраховують за формулами
Р U2
r к НН
т = 106 ;
S2
нт
2
2 100P U2
xт = U - к НН 4
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
2
2 100 5,5 0,42
xт = 4,5 - 104 =17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [3] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм;
rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати значення
активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними відповідним
опорам прямої послідовності. Значення опору котушок розчіплювачів
автоматичних вимикачів обираємо в залежності від номінального струму
вимикача згідно додатку [3]:
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
rQF1 = 0,25 мОм;
rQF 2 = 0,65 мОм.
rQF 3 = 2,15 мОм;
ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF 2 = 0,17 мОм;
ХQF 3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід враховувати
активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх багатовиткових
вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу КЗ. Значення
активних та індуктивних опорів нульової послідовності приймають рівними
значенням опорів прямої послідовності. Активним та індуктивним опором
одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500 А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [3]
rTA =1,7 мОм;
ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в [3]:
rL1 = r0 L1;
X L1 = x0 L1;
rL2 = r0 L2;
X L2 = x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 16 = 5,12 мОм;
X L1 = 0,057 16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 3 = 4,62 мОм;
X L2 = 0,062 3 = 0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю заміщення
(рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»
r = rT + rK + rQF1+ rK + r + r + r + r + r + r + r + r + r .
(КЗ) TA K QF2 KQ KL1 L1 QF3 KL 2 L 2
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ)
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,2 мОм.
Х = ХС + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + ХL1+ ХQF3+ Х .
(КЗ) L 2
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 22,8 мОм.
(КЗ)
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,2) + (22,8) =33,3 мОм.
(КЗ)
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05× 400
ІКЗ(КЗ) = = 7282А.
3 ×33,3×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
r = rT + rK + rQF1+ rK + rTA + rK + rQF2 + r + r + r + r .
(К 2) KQ KL1 L1 KL 2
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 17,4 мОм.
(К 2)
Х = ХС + ХT + ХQF1+ ХTA + ХQF2 + Х .
(К 2) L1
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,1 мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний:
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
2 2
Z = (17,4) + (21,5) = 27,6 мОм.
(К 2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05×400
ІКЗ(К 2) = = 8786А.
3 ×27,6×10-3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r = r + r + r
(К1) T K QF1+ rK + rTA .
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
(К1)
Х = ХС + ХT + ХQF1+ ХTA .
(К1)
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
(К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,5) + (20,4) = 22,5 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К1) = =10778А.
3 × 22,5×10-3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 = 2 ІКЗ ,
(8.1)
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
іа0(К1) = 2 10778 =15197 А;
іа0(К 2) = 2 8786 =12388 А;
іа0(К 3) = 2 7282 =10268 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
іat = i a
a0 e ,
(8.2)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка дорівнює
x
T =
a ,
r (8.3)
c
де x
і r
– результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
і = 2 І К , (8.4)
уд п0 уд
tуд
−
де Т
К а
уд = 1+ sin K e – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
x
,і
кривими [5], які визначають значення Куд в залежності від відношення ;
r
,і
к – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової струму
КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к = arctg ; (8.5)
r
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
t = 0,01 K . (8.6)
уд
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [3].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x x x
(К1) 20,4 (К 2) 21,5 (К 3) 22,9
= = 2,2; = =1,2; = = 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
К уд(К1) =1,22; К уд(К 2) =1,1; К уд(К 3) =1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) =15197 1,22 =18540 А,
іуд(К 2) =12388 1,1=13627 А,
іуд(К 3) =10268 1,05 =10781 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
ІКЗ , А 10778 8786 7282
іуд , А 18540 13627 10781
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатора. Оскільки нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, то все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматичними вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані
на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким чином,
такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги стійкості
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А це означає, що у даному
розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
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.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі автоматичного
вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
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
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.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
ЩО1 та ЩО2 підключені через автоматичні вимикачі ВА 47-29-40/40, а
щиток аварійного освітлення − ВА47-29-16/16. Після визначення типу і
параметрів вимикачів, обрана схема головних з’єднань комплектної
трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що приведений на листі
графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
1,1 Ір, 1,25 Тип Ін.ВА, Ін.Т.Р.,
Найменування обладнання Ір, А
А Іп, А апарату А А
Листогибочний верстат 17,0 18,7 115 ВА47-29 40 20
Прес тип 1 17,0 18,7 115 ВА47-29 40 20
Прес тип 2 17,6 19,4 123 ВА47-29 40 20
Ножиці по металу 11,9 13,1 83,3 ВА47-29 16 16
Фрезерний верстат 17,6 19,4 123,2 ВА47-29 40 20
Токарний верстат 15,6 17,2 109,2 ВА47-29 40 20
Свердлильний верстат 15,4 17 107,8 ВА47-29 40 20
Вентилятор витяжний 10,5 11,6 73,5 ВА47-29 16 16
Вентилятор нагнітаючий 71,5 78,7 500,5 ВА47-100 100 100
Однофазна біфілярна піч 69,7 76,7 487,9 ВА47-100 100 100
Компресор 32,2 35,4 225,4 ВА47-29 40 40
Тестовий бокс 67,7 74,5 473,9 ВА 47-100 100 100
Зварювальний маніпулятор 8,1 8,91 56,7 ВА47-29 16 16
РП1 114 125,4 798 ВА 88-33 160 130
РП2 214 235,4 1498 ВА 51-35 320 270
РП3 41 45,1 287 ВА 47-100 60 50
РП4 46,4 51 324,8 ВА 47-100 60 60
РП5 45,6 50,2 319,2 ВА 47-100 60 60
РП6 86,4 95 604,8 ВА 47-100 100 100
РП7 80,2 88,2 561,4 ВА 47-100 100 85
РП8 46,4 51 324,8 ВА 47-100 60 55
РП9 46,4 51 54,8 ВА 47-100 60 55
РП10 41 51 287 ВА 47-100 60 55
РП11 83,4 91,7 583,8 ВА 47-100 100 100
РП12 83,4 91,7 583,8 ВА 47-100 100 100
ККУ 227,9 250,7 1595,3 ВА 88-33 260 260
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
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.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має струм навантаження 32,2 А
компресор. Виконаємо дану перевірку згідно вищезазначеної умови
1.67 > 1 . 40 = 40 А.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять інші 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
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= 6,907 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 t / /
пр(п) = f ( ) (рисунок 8.4), де / / = I/ / / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
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 t ( ) не враховують.
пр а
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).
6907 0,02
Smin = =11,1 мм2.
88
Вибраний раніше 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 біля 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 = δ×U = EТ -(ΔUТ +Uм +ΔUсп )−5
1 1 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
∆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 [3].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U = max
Т (U ,
a cos+ Up sin)
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U = КЗ – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
a
Sном Т
U = U2 2
р КЗ − Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
565,6 5,8 5,8
UТ = 100 0,69 + 5,52 − ( 100)2 0,72 = 6,82%.
400 400 400
Тоді
U1 = 5− (6,82+ 2,5+ 0,56) −4,88%,
U1 = −4,88% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 = 5− 0,3(6,82 + 2,5) − 0,56 +5%,
U2 =1,65% +5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція, призначена
для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії трифазного змінного
струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах енергетики, нафтової і газової
промисловості та інших об'єктах з глухозаземленою або ізольованою нейтраллю
на боці низької напруги.
Електромонтаж КТП водиться 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.
Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи утепленого
(металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання одно-і
багатомодульної конструкції.
В даному проєкті пропонується до вибору двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3, виробництва «Енергоспецсервіс».
До складу КТП входять: пристрій вводу з боку високої напруги (УВН); силовий
трансформатор; розподільний 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. Зовнішній вигляд трансформатора зображено на рис.
8.11.
Рисунок 8.11 – Зовнішній вигляд трансформатора ТМЗ−400/10
Опис РУНН. РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої
напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС;
зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи 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.
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,
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
− 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.
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції виробництва ЗАТ «ЧЕАЗ».
Двотрансформаторна КТП має два ввідних пристрої з боку високої
напруги, два силових трансформатори із захисними кожухами та розподільчий
пристрій з боку низької напруги. Крім того, підстанція може мати до двох
вводів від дизельної електростанції. При роботі двотрансформаторних КТП
передбачено автоматичне включення резерву і повернення в нормальний режим
роботи. Якщо КТП обладнана додатковим введенням від дизельної
електростанції (ДЕС), при зникненні напруги на обох вводах включається
даний ввід. Відключення вводу від ДЕС відбувається при появі напруги на
одному з основних вводів.У КТП застосовуються трифазні двохобмотувальні
силові трансформатори ТМЗ, який зображений на рис. 6.1. Розподільний
пристрій низької напруги (РУНН) призначено для прийому і розподілу
електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою
660/380/220 В, в мережах з глухозаземленою нейтраллю, і так само для
управління електроустаткуванням і захисту його від коротких замикань і
перевантажень.
РУНН − пристрої комплектні низьковольтні для розподільних пристроїв
являють собою шафи різної комплектації і габаритів. РУНН виготовляється в
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
металевих корпусах із застосуванням стаціонарних або викотних автоматичних
вимикачів, стаціонарних роз'єднувачів із запобіжниками. Можливе
виготовлення РУНН з вступними і секційними вимикачами навантаження і
мікропроцесорними блоками захисту.У ввідних шафах РУНН встановлюються
вольтметр для вимірювання лінійної напруги і амперметри для виміру струмів
в кожній фазі. Також встановлюються трифазні електронні лічильники обліку
активної, реактивної енергії. У РУНН на лініях встановлюються
трансформатори струму для підключення амперметрів. На боці низької напруги
застосовується схема з однією системою збірних шин, яка секціонована за
допомогою секційного вимикача.
Конструкція РУНН. РУНН конструктивно складається з модульних
елементів і дозволяє монтувати шафи будь-якої конфігурації зі стаціонарними
або висувними блоками. Шафи мають одностороннє або двостороннє
обслуговування, при цьому доступ до органів оперативного управління
здійснюється з фронтальної сторони. Ошиновка введення і збірна шина РУНН
виконуються на струм, рівний номінальному струму силового трансформатора
з коефіцієнтом 1,3 згідно з ГОСТ 14695-80. Шафи РУНН різного призначення
поділяються на:
Шафа ввідна − призначений для підключення силових вводів і передачі
електроенергії на секції і відходячі лінії. Укомплектований пристроями
контролю та вимірювання. Типово РУНН комплектується аналоговими
приладами вольтметром і амперметрами, за запитом можливо комплектування
мікропроцесорним мультиметром (V, A, F, S, P, Q, cosф, гармоніки) з
можливістю передачі даних по цифровому каналу. У шафі може бути зібрана
схема АВР з самоповерненням або без самоповернення у вихідне положення.
Шафа секційна − забезпечує секціонування збірних шин. У шафі може
бути зібрана схема АВР − з самоповерненням або без самоповернення у вихідне
положення.
Шафа фідерних ліній − призначена для підключення і захисту ліній, що
відходять, використовується, як правило, з кабельними шафами. Також
призначений для живлення споживачів, обладнання автоматики, введення
електроенергії від незалежних джерел, розподілу електроенергії.
Допоміжні (різних потреб):
Кабельний шафа - розподільний пристрій низької напруги (РУНН) являє
собою набір шаф;
ШНВ − шафа низьковольтна ввідна;
ШНЛ − шафа низьковольтна фідерних ліній;
ШНС − шафа низьковольтна секційна.
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
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
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
доставляються будівельниками для монтажу електрообладнання безпосередньо
на місце установки, полягає в перевірці розташування закладних конструкцій,
кабельного підпілля, маслозбірних ями, 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.
Розміщення КТП. Розміщуються КТП на перших поверхах. Розміщення
на інших поверхах має підтверджуватися техніко-економічним розрахунком.
Наприклад в багатопрогонових цехах великої ширини КТП розташовуються у
колон або біля допоміжних внутріцехових приміщень так, щоб не займати
площ, що обслуговуються кранами. При кроці колон, недостатньому для
розміщення між ними підстанцій, допускається знаходження однієї з колон в
межах приміщення підстанції. При рівномірному розподілі електроприймачів з
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
великими навантаженнями і насиченості цеху технологічним обладнанням
доцільно виділяти спеціальний проліт для розміщення підстанцій. КТП повинні
розміщуватися з найбільшим наближенням до центру живиться ними
навантаження і зі зміщенням їх в сторону джерела живлення.
Вбудовані і прибудовані трансформаторні підстанції (ТП), а також
підстанції з відкритою установкою трансформаторів біля зовнішньої стіни цеху
повинні передбачатися при неможливості або ускладнення застосування
внутріцехових підстанцій або при невеликих габаритах цеху.Вибір
трансформаторів для ТП, КТП.Трансформатори для ТП рекомендуються з
масляним заповненням. При наявності обмежень, що регламентуються ПУЕ,
приймаються трансформатори: сухі − для установки на випробувальних
станціях, в лабораторіях, електромашинних приміщеннях, виробничих
приміщеннях з пожежонебезпечними зонами, для розміщення нижче рівня
першого поверху, установці вище другого поверху, а також в тих випадках,
коли є неприпустимою встановлення масляних трансформаторів з пожежної
безпеки; з негорючих рідким діелектриком − у випадках, коли є неприпустимою
відкрита установка масляних трансформаторів з пожежної безпеки і не можуть
бути встановлені сухі трансформатори, а місць для спорудження приміщень
підстанцій немає.Однотрансформаторні підстанції рекомендується
застосовувати при наявності в цеху (корпусі) приймачів електроенергії, що
допускають перерву електропостачання на час доставки «складського» резерву,
або при резервуванні, що здійснюється на лініях низької напруги від сусідніх
ТП, тобто вони допустимі для споживачів III та II категорій, а також при
наявності в мережі 380-660 В невеликої кількості (до 20%) споживачів I
категорії. Двотрансформаторних підстанції рекомендується застосовувати в
наступних випадках: при переважанні споживачів I категорії та наявності
споживачів особливої групи; для зосередженої цехової навантаження і окремо
розташованих об'єктів загальнозаводського призначення (компресорних і
насосних станцій); для цехів з високою питомою щільністю навантажень (0,5-
0,7 вище кВА / м2).
Склад підстанції:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатора.
4. Розродільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
− шафа вимикача глибокого вводу;
− шафа секційного вимикача;
− шафа ліній, що відходять;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
− шафа автоматизованої конденсаторної установки;
− шафа управління.
5. Шина перемикача.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
підстанція може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням
особливостей цеху, обираємо комплектне дворядне виконання.
У складі підстанції використовується трансформатори, що мають досить
великі запаси електричної міцності ізоляції і є досить надійним апаратом в
експлуатації.
Як правило, для трансформаторів застосовується жорстка система
запресовування обмотки, яка не забезпечує автоматичну подпрессовку обмотки
по мірі усадки пресшпану. Тому після кількох років роботи для
трансформаторів передбачається проведення капітальних ремонтів, при яких
основна увага повинна бути приділена підпресовці обмоток.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – практичні аспекти застосування
надпровідників у електроенергетиці
Фізичне явище надпровідності. Надпровідність − властивість деяких
матеріалів володіти строго нульовим електричним опором при досягненні ними
температури нижче певного значення (критична температура). Надпровідність
- квантове явище і не може бути описана просто як ідеальна провідність в
класичному розумінні.
Багато вчених досліджували явище надпровідності, але все почалося з
розвитку технологій охолодження матеріалів до наднизьких температур. У 1877
році французький інженер Луї Кайете і швейцарський фізик Рауль Пікте окремо
знизили температуру кисня до рідкого стану.
Найбільш цінний внесок в дослідження внесли такі вчені, як Вальтер
Мейсер, який відкрив «ефект Мейсер», Л.Д. Ландау і В.Л. Гінзбург, яка
вибудувала загальну теорію цього явища, вчені Літтл і Паркс, Лондон, який
відкрив «момент Лондона», який застосовувався на науковому супутнику
«Gravity Probe B».
Явище надпровідності можна використовувати для отримання сильних
магнітних полів, оскільки при проходженні по надпровідники сильних струмів
відсутні теплові втрати. Відсутність втрат на нагрівання при проходженні
постійного струму через надпровідник робить привабливим застосування
надпровідних кабелів для доставки електрики, так як один тонкий підземний
кабель здатний передавати потужність, яка традиційним методом вимагає
створення ланцюга лінії електропередач з декількома кабелями багато більшої
товщини.
Нині спеціалісти провідних компаній світу у галузі
електромоторобудування приступили до тестових випробувань зразків
високотемпературних провідників. Паралельно ними розпочато роботу з
проєктування асинхронного електродвигуна з використанням
високотемпературних надпровідників. Особливістю отриманого типу гнучких
ізольованих високотемпературних провідників є його реальна можливість
застосування не тільки в дослідних зразках, але і в серійному виробництві.
Основні вимоги до нового обладнання − це високий ККД і мала
матеріаломісткість. Дослідна експлуатація нового надпровідникового
обладнання дає змогу стверджувати, що властивість отримання нульового
опору дає змогу більш ніж в двічі зменшити металоємність струмопровідних
елементів. При цьому зменшуються загальні втрати та помітно покращити
екологічні та надійнісні показники.
Під час передачі по надпровідникових кабельних лініях електропередач
потужностей понад 20 млн. КВт на відстань понад 2000 км очікується зниження
електричних втрат на 10%, що відповідає заощадженню від 7 до 10 млн.т.у.т. на
рік. При цьому наведені витрати на понад провідну кабельну ЛЕП можуть бути
не більше, ніж на високовольтну ЛЕП традиційного виконання.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Силове обладнання, створене на основі високотемпературних
надпровідників другого покоління, може мати розміри в два-п'ять разів менші,
ніж аналогічне обладнання традиційного виконання, при тому ж або більш
високому рівні потужності і при більш ніж дворазове скорочення втрат енергії.
У порівнянні з проводами першого покоління, дроти другого покоління можуть
працювати в високих полях, і вартість матеріалів в них на порядок нижче.
Надпровідність, мабуть, є єдиною можливістю для вирішення проблеми
переобладнання енергосистем, що дозволяє сподіватися на значне розширення
в майбутньому ринку надпровідникового електротехнічного обладнання.
Найважливішим завданням, що стоїть перед енергетикою, є створення
ефективних і енергозберігаючих систем передачі енергії.
Вигода від широкого використання явища надпровідності очевидна:
радикальне зниження втрат електроенергії при її виробленні та передачі,
зменшення в рази розмірів генеруючого обладнання та двигунів, створення
нових електронних приладів, розробка надпотужних електромагнітів для
наукових досліджень і промисловості, розробка нових напрямків в медицині,
використання ефекту левітації на залізній дорозі.
Поява високотемпературних надпровідних матеріалів з високими
токонесущей характеристиками створило принципово нові можливості для
практичного використання цього явища.
Поширенню надпровідності також сприяють жорсткі обмеження на
викиди парникових газів, що встановлені Кіотським протоколом. Це завдання
можна було б виконати при широкому застосуванні надпровідності на
електростанціях і в системах передачі та розподілу енергії, що дало б
можливість знизити кількість палива, що спалюється і не менш вироблення
електроенергії.
Однак не так-то просто замінити всі дроти на надпровідні. Найголовніша
проблема − потрібні низькі температури. Підбиратися до абсолютного нуля
температур непросто і недешево, тому велика увага приділялася і приділяється
підвищенню критичної температури надпровідності. Ще однією перешкодою є
складність відповідної апаратури, оскільки необхідно забезпечити рівномірне
охолодження надпровідників і ізолювання від навколишнього середовища.
Тому для її створення і обслуговування потрібні розвинена технологія і висока
кваліфікація.
Таким чином, робота по створенню надпровідних машин і пристроїв
визнана актуальною в усьому світі, оскільки вона дозволяє вирішити корінні
проблеми передачі великих потоків електроенергії та енергозбереження.
Надпровідникові ЛЕП в електроенергетичних системах. Застосування
надпровідного обладнання в електроенергетиці має такі переваги:
1) скорочення втрат електроенергії приблизно в 2 рази;
2) зниження масогабаритних показників обладнання;
3) підвищення надійності та збільшення тривалості експлуатації
електроустаткування із-за зниження інтенсивності старіння ізоляції;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
4) Загальне покращення показників надійності та стійкості
функціонування енергосистем;
5) підвищення якості електроенергії, що поставляється споживачам;
6) покращення показників пожежної та екологічної безпеки
електроенергетики;
7) створення принципово нових систем енергетики при поєднанні з
іншими інноваційними підходами за рахунок синергетичного ефекту.
Особливий ефект надпровідникові технології можуть дати при їх
застосуванні в мегаполісах і великих містах для організації глибоких вводів
потужності і створення струмообмежуючих пристроїв.
Кабелі. Перші спроби створити надпровідникові кабелі були зроблені
відразу ж після початку промислового виробництва низькотемпературних
надпровідників в середині 1960-х років. Відсутність активного опору і вкрай
висока густина струму надпровідних кабелів були надзвичайно привабливі для
електроенергетики. Хоча в США до середини 1980-х років був зроблений цілий
ряд відносно успішних пристроїв, наприклад, кабель на 3 ГВА, розроблений в
Науково-дослідний проєктно-конструкторський та технологічний інститут
кабельної промисловості, або кабель Brookhaven National Laboratory (США) на
напругу 138 кВ і потужність 1 ГВА, подальші роботи були згорнуті з
економічних міркувань. Кріостати і системи криогенного забезпечення рівня
температур в 4,2 К виявилися занадто дорогими і складними в експлуатації.
Відкриття високотемпературної надпровідності в 1986 р і поява
комерційних високотемпературних надпровідників (ВТНП) до середини 1990-
х років дозволили приступити до розробки надпровідникових кабелів на якісно
іншому рівні. Використання в якості холодоагенту рідкого азоту при
температурі 77 К дозволило використовувати надійні та економічні системи
криогенного забезпечення. ВТНП кабельні лінії електропередачі (ВТНП КЛЕП)
мають ряд переваг над традиційними кабельними лініями: велика пропускна
здатність (навіть при зниженні класу напруги), зменшені втрати, компактність
і легкість (при порівнянні кабелів на однакову потужність), пожежо- та
екологічна безпека.
Спеціальними розрахунками було доведено, що навіть при високих цінах
на ВТНП матеріали надпровідникові кабелі економічно вигідні при рівнях
передачі енергії кілька сотень МВА. Слід зазначити, що основний економічний
ефект від ВТНП кабелів пов'язаний з істотним скороченням обсягу земляних
робіт, необхідних для прокладки кабелю в межах мегаполісу. Заміна існуючого
кабелю на ВТНП дозволяє підняти в кілька разів передану потужність, звівши
при цьому земляні роботи до мінімуму. Ще однією перевагою ВТНП КЛЕП
матеріалів є їх струмообмежувального дію. Під час короткого замикання
відбувається перехід кабелю з надпровідного стану в нормальний, у нього
з'являється активний опір, за рахунок якого і обмежується струм короткого
замикання. Після відключення КЗ кабель відновлює надпровідність за час
менше, ніж час спрацьовування АПВ.
Найбільш очевидні області застосування ВТНП:
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
1) глибокі вводи в мегаполіси і великі енергоємні комплекси (можлива
відмова від високої напруги на користь середнього при збільшенні потужності);
2) лінії електропередачі постійного струму малої протяжності
(наприклад, на сільнонагружених ділянках тягової мережі залізниць);
3) сільноточние струмопроводи на електростанціях.
Існує два види виконання надпровідних кабелів: з
«Теплим» і «холодним діелектриком». Кабель з «теплим діелектриком»
конструктивно схожий з традиційним кабелем. Охолодження ВТНП жив
проводиться рідким азотом. Діелектрик накладається поверх кріостату, що
дозволяє застосовувати звичайні ізоляційні матеріали. У кабелі з «Холодним
діелектриком» ВТНП жила кабелю оточена коаксіальним надпровідним
екраном (також навитих з ВТНП стрічок), що служить для екранування
магнітного поля. Діелектрик розташовується між ВТНП житлової (жилами) і
екрануючим шаром. Безсумнівним плюсом ВТНП кабелів з «холодним
діелектриком» є можливість розміщення всіх трьох фаз в загальним криостате
(для класу напруги до 35 кВ). Недоліками ВТНП кабелю з «холодним
діелектриком» є складна технологія виготовлення і збільшена витрата
надпровідних матеріалів. Дана конструкція набула більшого поширення серед
розробників.
На сьогоднішній день у багатьох країнах світу в дослідно промислову
експлуатацію запущено кілька коротких ВТНП кабелів. Існують інші досить
перспективні проєкти, реалізація яких дозволить зробити ще один крок на
шляху до масового застосування ВТНП КЛ.
Pirelli Cables (з 2005 року – Prysmian Cables) почала розробки
надпровідникових кабелів в середині 1980-х років і в 1998 році вдало провела
випробування прототипу 50-метрового однофазного ВТНП кабелю з «Теплим
діелектриком» на напругу 115 кВ і потужність 400, створений спільно з урядом
США і виробником ВТНП-дроти − компанією American Superconductor
(AMSC), США.
Одним з лідерів в області ВТСП кабелів можна назвати компанію
Southwire, США. У 2000 році вона запустила в експлуатацію трифазну кабельну
перемичку довжиною 30 метрів на 12,5 кВ і 27 МВА (три однофазних кабеля з
«холодним діелектриком»), включену у розтин повітряної ЛЕП, для харчування
власного мідеплавильного цеху в місті Карроллтон і перебувала в експлуатації
6 років. Крім того Southwire задіяна в програмі «Проєкт Гідра», спрямованої на
розробку і впровадження в мережу центру міста Нью-Йорк нової технології
безпечних енергосистем, заснованих на ВТНП кабелях і струмообмежуачах.
Помітних успіхів досягли і японські компанії.
ВТНП кабель постійного струму поки мало розглядається розробниками.
Існують кілька лабораторних макетів, найбільш представницьким з яких можна
назвати кабель Chubu University, Японія, створений в 2006 році. Його
номінальну напругу 20 кВ, номінальний струм 2200 А. За оцінками розробників
Chubu University, застосування ВТНП кабелів постійного струму з номінальною
напругою 20 – 30 кВ несе відчутні вигоди, так як вартість перетворювальних
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
агрегатів даного класу напруги істотно нижче, ніж для високовольтних
пристроїв, а кабель на постійному струмі компактніше. Крім того, в ВТНП
кабелях постійного струму відсутні втрати на змінному струмі, які є одним з
основних джерел теплопритоков, що знижує габарити кріогенної системи.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
розрахунок додаткових втрат в системі електропостачання при зниженні
показників якості електричної енергії
Розглянемо типову задачу по визначенню величини додаткових втрат
залежно від показників якості електричної енергії.
В результаті проведеної роботи необхідно визначити додаткову втрату
потужності у високовольтній лінії зі струмом I = 200 А і опором лінії R =10 Ом
при показниках несиметрії і несинусоїдності (у відносних одиницях):
u = 0,0521, U5 = 0,0905, U7 = 0,0736, U11 = 0,0425, U13 = 0,0212.
Порядок розв'язання задачі.
Якщо рівень якості електричної енергії знижується, це призводить до
збільшення активного опору струмів вищих гармонік і до зростання втрат, а
також до появи додаткових втрат унаслідок виникнення струмів зворотної
послідовності.
У випадку електричних двигунів асинхронного типу додаткові втрати
активної потужності обраховують так [8]
U2
Pа.д = кад 2,41 2
U + 2
Pном , (10.1)
=2
де U – коефіцієнт несиметрії напруг;
– порядок гармоніки;
U – відношення напруги –ї гармоніки до номінальної;
Pном – номінальна активна потужність двигуна;
кад – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній і несинусоїдній
напрузі.
Значення коефіцієнта кад визначається відповідно до величини
потужності двигуна: до 5 кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100 кВт – від 3,0 до 1,0;
більше 100 кВт – від 1,0 до 0,4.
У всіх діапазонах обраховують сумарне значення потужності двигунів, а
також середня величина кад , далі значення кад для еквівалентної номінальної
потужності суми асинхронних двигунів
Р
к н1 Рн2 Рн3 .
ад = кад1 + кад2 + кад3
Рн Рн Рн
Додаткові втрати від несиметричності величин напруг для синхронних
машин обраховують за такою формулою
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
Р = к 2
с.м. с.м. U Рном , (10.2)
де кс.м. – коефіцієнт додаткових втрат (для двигунів і генераторів з заспокійливою
обмоткою кс.м. = 0,681 і без заспокійливої обмотки – 0,273; для генераторів і
синхронних компенсаторів кс.м. =1,856 і 1,31 відповідно [8]).
Додаткові втрати в синхронних машинах від несинусоїдності напруги
мають вираз
U2
Рс.м. = к Р , (10.3)
с.м. ном
=2
де кс.м. дорівнює для явнополюсних двигунів і генераторів з заспокійливою
обмоткою 1,121 і без заспокійливої обмотки – 0,403; для генераторів і
синхронних компенсаторів – 1,767 і 1,947 відповідно [8].
Рівень додаткових втрат від несиметрії і несинусоїдності напруг в
конденсаторних установках (КУ) знаходять за формулою
Рдод = Q tg 2 2
ном U + U , (10.4)
=2
де Qном – номінальна реактивна потужність конденсаторної установки;
tg – тангенс кута втрат на основній частоті.
Додаткові втрати в трансформаторах, при наявній несиметрії напруг за
рахунок вищих гармонік, обраховують за формулами
2 Р
Ртр = U Р + м
0 , (10.5)
U2
кз
2 Рм 1+ 0,052
Ртр = Р0 U + 0,607
2 U2
, (10.6)
=2 Uкз =2
де Р0 , Рм – втрати холостого ходу і під навантаженням в симетричному
номінальному режимі;
Uкз – напруга к.з., відн. од.
Невідповідність показників якості електричної енергії нормативним
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
значенням викликає додаткові втрати електроенергії в лініях електропередачі
[8].
Втрати потужності в лініях пропорційні квадрату струму (обернено
пропорційні квадрату напруги) [8]. Загальні втрати потужності у разі відхилення
напруги можуть бути визначені за виразом [8]
2
100
P = Pном ,
100+V
де Pном – втрата потужності при номінальній напрузі, кВт;
V – відхилення напруги від номінального значення, %.
Отже, можна зробити такий висновок, що з метою мінімізації втрат в лініях
електропередачі є доцільним збільшувати рівень напруги.
У випадку ліній електропередачі при коливаннях напруги і зміні частоти
наявне невелике підвищення втрат, але їх можна не враховувати.
Додаткові втрати потужності в лініях електропередач, які сонукаються
несиметрією і несинусоїдністю струму, обраховують за формулою [8]
P 2 2 2 −3
л дод = 3 І1 + 3 І2 +1,41( І ) R 10 − Pл ,
=2
де I1, I2 – діюче значення струмів прямої і зворотної послідовності;
I – діюче значення струму v-ї гармоніки;
R – опір фази лінії;
Pл – втрати потужності в лінії при проходженні симетричних
синусоїдних струмів, кВт.
2 −3
Правильним буде припустити [8], що Pл = 3 I1 R 10 , у такому випадку
попередній вираз набере вигляду
P = 3 І2 +1,41( І2 −3
л дод 2 ) R 10 .
=2
Комплекс мір стосовно покращення показників якості електричної
енергії, що приводять до зменшення втрат потужності в лініях:
– через симетрування струмів навантажень фаз [8]
P =R 10−3 (I2 − I2 ) ,
л.c in ik
=2
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
де Iin , Iik – струмові навантаження фаз до і після симетрування;
– через зменшення величин струмів зворотної послідовності I2n , I2k [8]
Pл.o = 3 R 10−3 (I2 2
2n − I2k ) ;
– через зменшення величин струмів і рівня напруги вищих гармонік [8]
Pл.г =R 10−3 (I2 − I2
n k ) ,
=2
де – коефіцієнт.
Припускаючи, те що струми зворотної і нульової послідовності
пропорційні відповідним напругам, то отримаємо:
I2 = u I;
I =U I,
U
де = 2 – коефіцієнт несиметрії напруги;
u
Uном
U2 – напруга зворотної послідовності;
U – відносне значення модуля напруги v-ї гармоніки на затискачах
споживача.
В підсумку, вираз для обчислення додаткових втрат потужності в лінії
остаточно буде таким
Pл дод = 3
2
u +1,41( U2
) I2 R 10−3.
=2
Підставивши числові значення отримаємо величину втрат
Pл дод = [3 0,5212 +1,41
( 5 0,09052 + 7 0,07362 + 110,04252 + 13 0,02122 )]
2002 10 10−3 =16,08 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при роботі в
приміщенні проектного відділу
В даному розділі роботи проводиться аналіз умов праці робітників
проектного відділу, які займаються розробкою різноманітних проектів систем
електропостачання підприємств. Основна робота спеціаліста даного відділу
полягає в розрахунках різноманітних задач, які проводяться з використанням
персонального комп’ютера (ПК). Тому виникає потреба в забезпеченні
безпечної та продуктивної організації праці спеціаліста при роботі з
комп’ютером.
Перш за все необхідно проаналізувати параметри приміщення, які
безпосередньо або опосередковано впливають на фахівця, тим самим змінюючи
продуктивність його праці. Але, перед усім, відзначимо, що робота за
комп’ютером за рівнем фізичного навантаження належить до категорії Іа, тобто
робота, яка виконується сидячі та не потребує фізичного навантаження.
Ці роботи проводяться в кабінеті, який має такі геометричні розміри:
довжина – 6 м, ширина – 6 м, висота стелі – 2,5 м. Відповідно площа всього
приміщення складає 36 м2, а об’єм становить 90 м3. Відповідно до ДСанПіН
3.3.2.007-98 площа, яка припадає на одне робоче місце обладнане ПК, повинна
становити не менше 6 м2, а об’єм повинен бути не меншим ніж 20 м3. Кабінет
має п’ять робочих місць. Отже, на одне робоче місце припадає 7,2 м2 площі та
18 м3 об’єму приміщення, що не відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2.007-98,
тому необхідно зменшити кількість робітників, для того щоб забезпечити
необхідні умови для роботи.
Важливе значення необхідно приділити факторам мікроклімату робочого
приміщення, адже саме при оптимальних мікрокліматичних умовах досягається
найвища працездатність та гарне самопочуття. До важливих мікрокліматичних
умов відносяться такі параметри, як температура, відносна вологість, швидкість
руху повітря в робочій зоні. Згідно з основним нормативним документом, що
регламентує параметри мікроклімату виробничих приміщень ДСН 3.3.6.042-99
нормативні значення основних параметрів мікроклімату наступні:
1. Температура повітря:
- в холодний період року – 22 - 24 °С (допустима – 21 - 25 °С);
- в теплий період року – 23 - 25 °С (допустима – 22 - 28 °С).
2. Вологість повітря:
- в холодний період року – 40 - 60 %;
- в теплий період року – 40 - 60 %.
3. Швидкість руху повітря:
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – не більша 0,1 м/с);
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1 - 0,2 м/с).
Фактичні значення параметрів мікроклімату становлять:
1. Температура повітря:
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
- в холодний період року – 19 °С;
- в теплий період року – 24 °С.
2. Вологість повітря:
- в холодний період року – 50 %;
- в теплий період року – 50 %.
3. Швидкість руху повітря:
- в холодний період року – 0,06 м/с;
- в теплий період року – 0,08 м/с.
З наведених даних видно, що фактичне значення температури повітря в
холодний період року не відповідає нормативному значенню цього параметра.
Підтримка цих параметрів забезпечується системою централізованого водяного
опалення низького тиску, реалізація якої забезпечується за допомогою
чавунного радіатора типу М-140-АО відповідно до ДБН В.2.5.67-2013
«Опалення, вентиляція та кондиціонування».
Світло впливає не лише на функцію органів зору, а й на діяльність
організму в цілому. При поганому освітленні людина швидко втомлюється,
працює менш продуктивно, зростає потенційна небезпека помилкових дій і
нещасних випадків. Згідно із статистичними даними, до 5% травм можна
пояснити недостатнім або нераціональним освітленням, а в 20% воно сприяло
виникненню травм. Врешті, погане освітлення може призвести до професійних
захворювань, наприклад, таких як робоча міопія (короткозорість, спазм
акомодації).
Природне освітлення має важливе фізіолого-гігієнічне значення для
працюючих. Воно сприятливо впливає на органи зору, стимулює фізіологічні
процеси, підвищує обмін речовин та покращує розвиток організму в цілому.
Сонячне випромінювання зігріває та знезаражує повітря, очищуючи його від
збудників багатьох хвороб (наприклад, вірусу грипу). Окрім того, природне
світло має і психологічну дію, створюючи в приміщенні для працівників
відчуття безпосереднього зв'язку з довкіллям.
На рівень освітленості приміщення при природному освітленні
впливають наступні чинники: світловий клімат; площа та орієнтація світлових
отворів; ступінь чистоти скла в світлових отворах; пофарбування стін та стелі
приміщення; глибина приміщення; наявність предметів, що заступають вікно
як із середини, так і ззовні приміщення.
Робочий кабінет відповідно до ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне
освітлення» має природне та штучне освітлення. Природне світло проникає в
кімнату через бічні вікна зорієнтовані на північ. Кімната має 3 однакових
віконних отвори, розміри кожного з них становлять 1,41,3 м.
Всі робочі столи розташовані таким чином, що вікна знаходяться збоку
від працюючого тим самим забезпечуючи мінімальне потрапляння прямих
сонячних промінів на екран монітора, які спричиняли би відбиття світла від
екрану тим самим створюючи дискомфорт для працюючого. Також вікна
обладнані шторами, що розсіюють світло.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
У процесі роботи на цьому робочому місці працівнику доводиться мати
справу з різноманітними друкованими виданнями та розрахунками на екрані
монітора, тобто найбільш дрібними деталями зображення в даному випадку
будуть крапки в тексті. Такі символи, як правило, мають розмір 0,15-0,3 мм. За
нормами освітлення ДБН В.2.5-28-2018 - це відповідає дуже високому ступеню
точності зорової праці, тобто має ІІ розряд та підрозряд г, що відповідає
великому контрасту об’єкта з фоном. В даному випадку контрасту між текстом
на моніторі та фоном, між текстом на аркуші паперу та аркушем. Для цього
розряду нормативне значення КПО згідно норм освітлення ДБН В.2.5-28-2018
дорівнює 2,5%. Робоче місце розташовано на відстані 2 м від вікна і в цій точці
значення КПО становить 31-35%, що цілком задовольняє нормативне значення
КПО.
Штучне освітлення передбачається у всіх виробничих та побутових
приміщеннях, де недостатньо природного світла, а також для освітлення
приміщень у темний період доби. При організації штучного освітлення
необхідно забезпечити сприятливі гігієнічні умови для зорової роботи і
одночасно враховувати економічні показники. При штучному освітленні
нормується величина освітленості в люксах (Лк), яка вибирається в залежності
від характеристик зорової праці з урахуванням найменшого розміру об'єкта
розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
Кабінет обладнаний чотирма світильниками, кожний з яких має дві
люмінесцентні лампи денного світла. Фактичний рівень штучного освітлення
на робочих місцях у відділу становить – 410-420 лк. Для даного типу зорової
праці нормована величина штучного загального освітлення складає 400 лк.
Тому рівень загального штучного освітлення повністю відповідає вимогам ДБН
В.2.5-28-2018.
У сучасному світі в умовах науково-технічного прогресу шум став одним
із суттєвих несприятливих чинників, що впливають на людину. Шум у робочих
умовах негативно впливає на працівника: послаблює увагу, посилює розвиток
втоми, сповільнює реакцію на небезпеку. Внаслідок цього знижується
працездатність та підвищується імовірність нещасних випадків.
В даному приміщенні головним джерелом шуму є вентилятор
охолодження джерела живлення системного блоку. Всі вентилятори
розташовані всередині системного блоку. Шум, який створює системний блок
не перевищує нормативне значення еквівалентного рівня шуму, яке становить
50 дБА згідно вимог ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми допустимих рівнів
шуму на робочих місцях».
Головним джерелом електромагнітного випромінювання в приміщенні є
монітор та системний блок. Рівні електромагнітного випромінювання на
робочому місці повністю відповідають вимогам ДСН 3.3.6.096-2002.
Усе обладнання відділу живиться від мережі змінного струму напругою
220 В частотою 50 Гц. В даному приміщенні використовується мережа з
проводкою прихованого типу. Це необхідно для запобігання виникненню та
поширенню пожежі внаслідок можливого короткого замкнення в проводці.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
Обладнання, а саме системні блоки та монітори, встановлене в кабінеті
споживає потужність менше ніж 4000 Вт, що не перевантажує мережу. Оскільки
ПК має металевий корпус, то можливе виникнення ситуації, при якій
відбудеться замикання мережі на корпус, що може спричинити ураження
електричним струмом працівника відділу. Тому згідно ДСТУ В.2.5-82:2016
«Інженерне обладнання будинків і споруд. Захисні заходи електробезпеки в
електроустановках будинків і споруд» в кабінеті передбачена магістраль
захисного занулення, яка забезпечує захист людини від ураження електричним
струмом.
Забезпечення пожежної безпеки – це один із важливих напрямків щодо
охорони життя та здоров'я людей. Даний кабінет відноситься до приміщень з
категорією пожежонебезпеки типу В (горючі та важкогорючі рідини, тверді
горючі та важкогорючі речовини і матеріали, речовини та матеріали, здатні при
взаємодії з водою, киснем повітря або одне з одним лише горіти, за умови, що
приміщення, в яких вони знаходяться не належать до категорій А чи Б) згідно
ДСТУ В Б.1.1.36:2016. Стіни, стеля, підлога приміщення повністю виготовлені
з матеріалів, дозволених для оздоблення приміщень органами державного
санітарно-епідеміологічного нагляду. Приміщення кабінету оснащено
системою автоматичної пожежної сигналізації променевого типу, яка
складається з пожежних оповіщувачів типу ИП-105, приймально-контрольного
приладу та блоку живлення відповідно вимог ДБН В.2.5-56-2014.
В приміщенні знаходиться два переносних вуглекислотних вогнегасника
ВВК-5, які використовуються для гасіння легкозаймистих та горючих рідин,
електрообладнання, що знаходиться під напругою до 1000 В, що цілком
відповідає «Правилам пожежної безпеки в Україні» та «Правилам експлуатації
та типовим нормам належності вогнегасників». План евакуації з приміщень
відділу розміщений на стіні з вільним доступом до нього для забезпечення
проведення швидкої та організованої евакуації персоналу на випадок
виникнення пожежі в будівлі, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
На працездатність спеціаліста окрім зовнішніх факторів виробничого
середовища також впливає безпосередня організація робочого місця. Але
робочі столи, які встановлені у відділу не відповідають вимогам нормативних
документів. За своїми розмірами вони не призначені для розміщення на них ПК.
Тому необхідно розробити раціональне робоче місце працівника відділу.
Спеціаліст з охорони праці обов’язково проводить з працівниками відділу
вступний, первинний та повторний інструктаж з питань охорони праці
складений відповідно до НПАОП 0.00-4.12-05 «Типове положення про порядок
проведення навчання і перевірки знань з питань охорони праці».
Важливим фактором для підвищення продуктивності праці та
запобіганню виснаження організму являється правильна організація режиму
праці. Відповідно ДСанПіН 3.3.2.007-98, для працівників повинні бути
встановлені перерва для відпочинку тривалістю 15 хвилин через щогодини
роботи за комп'ютером. Якщо виробничі обставини не дозволяють застосувати
регламентовані перерви, тривалість безперервної роботи за комп'ютером не
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
може перевищувати 4 години.
Санітарними правилами також передбачено, що в окремих випадках - при
частих скаргах працюючих з комп'ютером на утому очей, незважаючи на
встановлення додаткових перерв для відпочинку, а також застосування коштів
локального захисту очей - допускається індивідуальний підхід до обмеження
часу роботи за комп'ютером, зміни характеру роботи, чергування з іншими
видами діяльності, не пов'язаними з роботою з комп'ютером.
В результаті проведеного аналізу можна зробити висновок, що
приміщення відділу не відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2.007-98. Необхідно
зменшити кількість працівників, щоб дане приміщення відповідало
нормативному документу та розробити рекомендації, щодо розмірів та
розміщення робочих місць працівників відділу.
11.2 Розробка рекомендацій щодо безпеки праці працівників
відділу
Умови праці користувача ПК залежать від параметрів мікроклімату в
приміщенні, хімічного складу повітря, запиленості, віброакустичних умов та
інших факторів довкілля. Усі ці параметри мають відповідати діючим
нормативам
Нормативними документами, які визначають нормалізацію умов праці
користувачів ПК, є НПАОП 0.00-7.15-18, ДСанПіН 3.3.2.007-98 «Державні
санітарні правила і норми роботи з візуальними дисплейними терміналами
електронно-обчислювальних машин» та ДСанПіН 5.5.6-009-98 «Улаштування і
обладнання кабінетів комп'ютерної техніки в навчальних закладах та режим
праці учнів на персональних комп'ютерах».
Облаштування робочих місць, обладнаних відеотерміналами, повинно
забезпечувати:
− належні умови освітлення приміщення і робочого місця, відсутність
відблисків;
− оптимальні параметри мікроклімату (температура, відносна вологість,
швидкість руху, рівень іонізації повітря);
− належні ергономічні характеристики основних елементів робочого
місця;
а також враховувати такі небезпечні і шкідливі фактори:
− наявність шуму та вібрації;
− електромагнітне випромінювання;
− ультрафіолетове і інфрачервоне випромінювання;
− електростатичне поле між екраном і оператором;
− наявність пилу, озону, оксидів азоту й аероіонізації.
Вимоги до приміщень для експлуатації ПК повинні бути такі:
− площа на одне робоче місце з ПК має складати не менше 6 кв.м, а об'єм
- не менше 20 куб.м;
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
− приміщення з ПК не повинні межувати з приміщеннями, в яких рівні
шуму та вібрації перевищують нормативні значення;
− приміщення повинні обладнуватися системами опалення,
кондиціонування, ефективною припливно-витяжною вентиляцією;
− значення шкідливих виробничих чинників (мікроклімату, шуму,
вібрації, ЕМВ та ін.) не повинні перевищувати гранично допустимі рівні;
− приміщення повинні мати природне та штучне освітлення;
− робочі місця з ПК слід розміщувати так, щоб площина екрана була
перпендикулярною до площини вікна;
− найкраще розміщувати робочі місця з освітленням з лівого боку;
− штучне освітлення у приміщеннях має здійснюватися системою
загального рівномірного освітлення; освітленість на поверхні стола має
складати 300-500 лк, а освітленість екрана не повинна перевищувати 250 лк;
− під час постійної роботи з документацією допускається застосування
комбінованого освітлення - додаткового встановлення світильників місцевого
освітлення.
− стіни кабін виготовляються з негорючих матеріалів. Дозволяється
виготовляти їх зі скла та металевих конструкцій. У кабіні мусить бути оглядове
вікно (вікна). Висота оглядового вікна має бути не менше 1,5 м, а відстань від
підлоги не більше 0,8 м.
− натуральне освітлення має здійснюватися через світлові прорізи,
орієнтовані переважно на північ і північний схід, і забезпечувати мінімальний
КПО 1,2-2,5%;
− заземлені конструкції, що знаходяться в приміщеннях (батареї
опалення, водопровідні труби, кабелі із заземленим відкритим екраном тощо),
мають бути надійно захищені діелектричними щитками або сітками від
випадкового дотику.
− у приміщеннях з ПК слід щоденно проводити вологе прибирання
− у приміщеннях з ПК повинні бути медичні аптечки першої допомоги
− приміщення з ПК повинні бути оснащені системою автоматичної
пожежної сигналізації відповідно до вимог ДБН В.2.5-56-2014.
Обладнання і організація робочого місця працюючих з ПК мають
забезпечувати відповідність конструкції всіх елементів робочого місця та їх
взаємного, розташування ергономічним вимогам з урахуванням характеру і
особливостей трудової діяльності.
Робоче місце користувача ПК - це обладнаний технічними
засобами (засобами відображення інформації, органами управління,
допоміжним обладнанням) простір де здійснюється діяльність виконавця.
Організацією робочого місця називається система заходів щодо
обладнання робочого місця засобами та предметами праці та розміщенням
їх у певному порядку.
Для формування сприятливих санітарно-гігієнічних умов праці
важливе значення має організація робочих місць у виробничих
приміщеннях. Під просторовою орієнтацією робочого місця у
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
виробничому приміщенні розуміється розміщення у певному порядку
відносно одне одного, елементів приміщення, працюючої людини та
основного і допоміжного обладнання. Просторова організація робочого
місця в основному визначається розмірами та формою сенсорного та
моторного простору, формою та параметрами елементів робочого місця та
просторовим розташуванням елементів відносно працюючого.
При розміщенні робочих місць з ПК необхідно дотримуватись таких
вимог:
− робочі місця з ПК розміщуються на відстані не менше 1 м від стін
зі світловими прорізами;
− відстань між бічними поверхнями моніторів має бути не менше 1,2 м;
− відстань між тильною поверхнею одного монітору та екраном іншого
не повинна бути меншою 2,5 м;
− прохід між рядами робочих місць має бути не меншим 1 м.
Конструкція робочого місця користувача ПК (при роботі сидячи) має
забезпечувати підтримання оптимальної робочої пози з такими ергономічними
характеристиками: ступні ніг - на підлозі або на підставці для ніг; стегна - в
горизонтальній площині; передпліччя - горизонтально; лікті - під кутом 70-90
градусів до вертикальної площини; зап'ястя зігнуті під кутом не більше 20
градусів відносно горизонтальної площини, нахил голови - 15-20 градусів
відносно вертикальної площини.
Висота робочої поверхні столу для ПК має бути в межах 680-800 мм,
а ширина - забезпечувати можливість виконання операцій в зоні досяжності
моторного поля.
Рекомендовані розміри столу: висота - 725 мм, ширина - 600-1400 мм,
глибина - 800-1000 мм. Робочий стіл для ПК повинен мати простір для ніг
працюючого висотою не менше 600 мм, шириною не менше 500 мм, глибиною
на рівні колін не менше 450 мм, на рівні витягнутої ноги – не менше 650 мм.
Відповідно до поставлених вимог було підібрано стіл, за яким буде
працювати робітник відділу (Рисунок 11.1).
Робоче сидіння (сидіння, стілець, крісло) користувача ПК повинно мати
такі основні елементи: сидіння, спинку та стаціонарні або знімні підлокітники.
У конструкцію сидіння можуть бути введені додаткові елементи, що не є
обов'язковими: підголовник та підставка для ніг.
Робоче сидіння повинно бути підйомно-поворотним, таким, що
регулюється за висотою, кутом нахилу сидіння та спинки, за відстанню спинки
до переднього краю сидіння, висотою підлокітників.
Регулювання кожного параметра має бути незалежним, плавним або
ступінчатим, мати надійну фіксацію.
Хід ступінчатого регулювання елементів сидіння має становити для
лінійних розмірів 15-20 мм, для кутових - 2 град.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
Рисунок 11.1 – Робоче місце працівника проектного відділу
Ширина та глибина сидіння повинні бути не меншими за 400 мм. Висота
поверхні сидіння має регулюватися в межах 400-500 мм, а кут нахилу поверхні
- від 15 град. вперед до 5 град. назад.
Поверхня сидіння має бути плоскою, передній край - заокругленим.
Висота спинки сидіння має становити 300±20 мм, ширина - не менше 380
мм, радіус кривизни в горизонтальній площині - 400 мм. Кут нахилу спинки
повинен регулюватися в межах 0 - 30 град. відносно вертикального положення.
Відстань від спинки до переднього краю сидіння повинна регулюватись у
межах 260 - 400 мм.
Для зниження статичного напруження м'язів рук необхідно застосовувати
стаціонарні або знімні підлокітники довжиною не менше 250 мм, шириною -
50 - 70 мм, що регулюються по висоті над сидінням у межах 230±30 мм та за
відстанню між підлокітниками в межах 350 - 500 мм.
Поверхня сидіння, спинки та підлокітників має бути напівм'якою, з
неслизьким, повітронепроникним покриттям та забезпечувати можливість
чищення від бруду.
На рисунку 11.2 відображено правильне положення працівника при
роботі з ПК.
Екран монітору має розташовуватися на оптимальній відстані від очей
користувача, що становить 600...700 мм, але не ближче ніж за 600 мм з
урахуванням розміру літерно-цифрових знаків і символів.
Розташування екрана монітора має забезпечувати зручність зорового
спостереження у вертикальній площині під кутом +30 град. до нормальної лінії
погляду працюючого.
Клавіатуру слід розташовувати на поверхні столу на відстані 100...300 мм
від краю, звернутого до працюючого. В конструкції клавіатури має
передбачатися опорний пристрій (виготовлений із матеріалу з високим
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162
коефіцієнтом тертя, що перешкоджає мимовільному її зсуву), який дає змогу
змінювати кут нахилу поверхні клавіатури у межах 5...15 град. Висота
середнього рядка клавіш має не перевищувати 30 мм. Поверхня клавіатури має
бути матовою з коефіцієнтом відбиття 0,4.
Рисунок 11.2 – Раціональне положення працівника при роботі з ПК
Розташування пристрою введення - виведення інформації має
забезпечувати добру видимість екрана, зручність ручного керування в зоні
досяжності моторного поля і за висотою - 900...1300 мм, за шириною 400...500
мм.
Робоче місце з ПК слід обладнати пюпітром для документів.
При організації праці, що пов'язана з використанням ПК, для збереження
здоров'я працюючих, запобігання професійним захворювання і підтримки
працездатності слід передбачити внутрішньозмінні регламентовані перерви для
відпочинку.
Внутрішньозмінні режими праці і відпочинку мають передбачати
додаткові нетривалі перерви в періоди, що передують появі об'єктивних і
суб'єктивних ознак втомлення і зниження працездатності.
При виконанні протягом дня робіт, що належать до різних видів трудової
діяльності, за основну роботу з ПК слід вважати таку, що займає не менше 50%
часу впродовж робочої зміни. При цьому мають передбачатися:
- перерви для відпочинку і вживання їжі (обідні перерви);
- перерви для відпочинку і особистих потреб (згідно з трудовими
нормами);
- додаткові перерви, що вводяться для окремих професій з урахуванням
особливостей трудової діяльності.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 163
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. 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.
9. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
10. 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.
Арк.
ЧДТУ А1 20015 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 164