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/5718| Title: | Система електропостачання підприємства з виробництва земснарядів |
| Authors: | Ткаченко, Валентин Федорович Котляревский, Олександр Олександрович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва земснарядів. 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 розроблено пристрій регулювання частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі. В економічному розділі пояснювальної записки визначено економічну ефективність від застосування пристрою регулювання частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи загального штучного освітлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5718 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Котляревський.pdf Restricted Access | 6.49 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 22354 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства
з виробництва земснарядів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Котляревський Олександр Олександрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Валентин ТКАЧЕНКО
(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
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................. 6
1.1 Характеристика об’єкта проектування ......................................................... 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
понтонів ................................................................................................................ 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ......... 11
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................ 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ...................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів .......... 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів .......................................................................... 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ....................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції .............................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання .............................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху ...................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ........................ 38
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ........................................ 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................. 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ............................. 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................ 45
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................ 48
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ........................................................................................................ 54
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ........................................................................ 54
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності .................................................................. 57
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві .............................. 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ................................................................................................. 64
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
............................................................................................................................... 64
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж .................................................. 65
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Котляревський О.О. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ткаченко В.Ф. Система електропостачання 3 149
Реценз. підприємства з виробництва
Н. Контр. Ключка К.М. земснарядів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск3
Затверд. Ситник О.О.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В .......................................................................................................... 69
6.1 Вихідні дані для розрахунків ....................................................................... 70
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................... 74
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ 78
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ....... 83
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................... 83
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ....................................................... 85
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН .......................................... 86
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................... 87
7.5 Вибір трансформаторів напруги .................................................................. 90
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість..................................................... 91
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ...................... 92
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................... 92
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ......................... 93
8.2.1 Загальні відомості .................................................................................. 93
8.2.2 Розрахунок освітленості ........................................................................ 94
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок .................................. 97
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву .................. 105
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .................... 106
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту .......................................................................................... 107
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ..................... 111
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ...................... 113
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В .............. 115
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................ 118
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ .................................................. 123
8.5 Захист цехових електричних мереж .......................................................... 123
8.5.1 Вибір апаратів захисту ......................................................................... 124
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ....................................................... 126
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції 127
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції . 128
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Розробка пристрою регулювання частотою
обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі ............... 133
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної
ефективності від застосування пристрою регулювання частотою обертання
асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі .................................. 137
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ........................................................................................... 139
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при
роботі в дослідницькій лабораторії ................................................................. 139
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення ...................... 143
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 147
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти технічним і економічним вимогам [1, 2,
3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проектуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі згідно ДСТУ 3440-96, де викладені терміни та
визначення енергетики і електрифікації, – підприємства, організації,
територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких
приймачі електроенергії приєднані і використовують електроенергію. За
правилами улаштування електроустановок споживачем електроенергії
називається електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом і
розміщуються на певній території.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший вид
енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.
1.1 Характеристика об’єкта проектування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проектування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови
раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання,
основні з яких приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування в технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до споживачів
електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого завищення не
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії, що
мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Підприємство з виробництва земснарядів має споживачів І, ІІ та ІІІ
категорії.
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення понтонів
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці
1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
Встановлена
поз. Кількість,
Найменування електроприймачів потужність, cos
на шт.
кВт
плані
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Тельфер 5 17 0,7
2 Верстат геліотинний 3 7,8 0,8
3 Прес вирубний 3 21 0,82
4 Обертова установка 3 13,2 0,77
5 Свердлильний верстат 3 7,5 0,83
6 Токарний верстат 3 14,2 0,81
7 Зварювальний трансформатор 3 21 0,91
8 Зварювальний маніпулятор 6 18 0,93
9 Верстат очищення іржі 3 18,4 0,86
10 Прес елементів монтажу 4 4,7 0,88
11 Фарбувальна камера 1 66,8 0,88
12 Насос теплообмінний 2 14 0,86
13 Вентилятор видалення іржі 3 5,5 0,83
14 Вентилятор приточний 3 22 0,85
15 Кристалізатор оксиду заліза 1 7,5 0,84
16 Вентилятор витяжний стельовий 10 3 0,88
54
Однофазні електроприймачі
1 Автомат зварювальний 3 6,5 0,77
2 Термопіч ТП 3 8,2 0,65
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проектом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху виготовлення понтонів, електропостачання якого
розглядається окремо, складають ABH 66546 .
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проектуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 55 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 486,52 квар в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
Ppоз 3 Uном Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проектування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості електроприймачів
nе визначають за співвідношенням:
n 2
Pном
n 1
е .
n
n р2
ном
1
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2
n pном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n (n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання К
n в
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
n
кв і рном і
К 1
в . (2.6)
n
рном і
1
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
Кв, цеху 1 . (2.7)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв, i Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв,і Рном,і tgі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху Рроз цеху Qроз цеху . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину розрахункового
активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок проводимо
за допомогою електронних таблиць Excel.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується як
еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (прес елементів монтажу) Рном, 2 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова установлена
(номінальна) активна потужність дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном.10 4,7 4 18,8 кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,10 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв Рном,10 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв Рном,10 = 0,5 18,8 9,4 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,10 tgφ = 0,5 18,8 0,54 5,1квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв Рном, та Кв Рном, tgφ , а саме: Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 735,9
nе 22 .
66,8
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
463
Кв, цеху 0,63 .
735,9
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе 22 та
Кв, цеху = 0,63 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,12 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху 1,12 463 518,6 кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qроз цеху 1295,1 295,1квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
Sроз 518,62 295,12 596,6 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної
системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а, , (bс)b , (са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b,, (bс)с , (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b , q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- автомат зварювальний – 3 шт;
- термопіч – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- автомат зварювальний: напруга фазна Uф 220В ; рф,0 6,5 кВт ;
cos 0,77 ; Кв,a0 0,45;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
- термопіч: напруга лінійна UЛ 380В ; рЛ 8,2 кВт ; cos 0,65 ;
Кв 0,5 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.12, 2.13), які записано для більш загального випадку:
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4.
P(a) P(b) P(c) 0,5 8,2 0,84 0,5 8,2 0,84 0,65 6,5 11,1кВт .
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,5 8,2 0,3 0,5 8,2 0,3 0,45 6,5 1,16 5,85 квар
Для кожної фази
Q
tg (ф)
ф .
P(ф)
5,85 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 0,53
11,1(кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
p
p ном.max .ф pном.min .ф .
pном.min .ф
p 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
Кв(а) Кв(b) Кв(c) Кв(ф) для фази
На приклади фази (b)
Р
К (b)
в(b) ,
Рab Рbc Р
2 b,0
11,1
Кв(b) 0,755 .
8,2 8,2 6,5
2
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження Кв(а) для
найбільш навантаженої фази
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру 3 P(ф) ; Ру 3 11,1 33,3 кВт .
Qу Pу tg(b) ; Qу 33,3 0,5317,6 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax.(o)
P(ф) 3 11,1 33,3 кВт ,
2 33,3
ne(o) 2 .
3 11,1
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(ф) 0,755 отримаємо Кр 1,14 .
Рроз у Кр Кв(ф) Ру
Рроз у 1,14 0,755 33,3 28,6 кВт .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі
і
Qроз у 1,10,755 33,3 0,53 14,6 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
Sроз у P2
роз у Q2
роз у ,
3 2 2
Sроз у 28,6 10 14,6 103 32,1кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило, загальним
рівномірним освітленням.
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Е
Р ф к
п.о.ф =Рп.о.табл з.ф к ,
100 к р
з.табл
використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6, 7] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності цеху
активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою точністю
визначається співвідношенням:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Pmax оc Рп.о.ф S , (2.14)
де S , – площа приміщення, м2 ;
– питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Qmax оc Pmax оc tg0 , (2.15)
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних установок
150 1,8
Рп.о.ф 14,6 0,3 7,34 Вт/м2,
100 1,6
(0,95 7,34 3564)
Pmax оc 25,1 кВт,
1000
Qроз, ос =25,10,2 5 квар.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаються за виразами
Р0,4 цеху Рроз, цеху Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху 518,6 25,1 543,7 кВт ,
Q0,4 цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху 295,1 5 300,1 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.16)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
S ТП 543,72 300,12 589,9 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko .
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у 32,1 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр підприємства (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху і Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
S 2 2
НН ГПП 0,9 4208,3 2441,4 4865,17 кВ А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 4865,17 кВ А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
n
Р0,4 цеху xi
Х i = 1
ЦЕН підпр = , (2.18)
n
Р0,4 цеху
i = 1
n
Р0,4 цеху yi
Y i = 1
ЦЕН підпр = . (2.19)
n
Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 984707
ЦЕН підпр = 234 м ,
4208,3
Y 995041
ЦЕН підпр = 266, 4 м .
4208,3
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються переважно
біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях з таким
розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується кранами. Якщо
відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити між ними
підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так, щоб одна з
колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться
за їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Р) , (2.20)
п
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) ; (2.21)
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності
і і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу
за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні стовбці таблиці
2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у таблицю
2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
Pi,
Найменування Xi,
кВт P ∙X Y ,
i i
i Pi∙Yi Хцен Y
м м цен
1 2 3 4 5 6 7 8
Тельфер 17 15 255 52 884
Тельфер 17 11 187 21 357
Тельфер 17 38 646 21 357
Тельфер 17 59 1003 21 357
Верстат геліотинний 7,8 4 31,2 36 280,8
Верстат геліотинний 7,8 29 226,2 36 280,8
Верстат геліотинний 7,8 51 397,8 36 280,8
Прес вирубний 21 3 63 29 609
Прес вирубний 21 28 588 29 609
Прес вирубний 21 50 1050 29 609
Обертова установка 13,2 11 145,2 32 422,4
Обертова установка 13,2 38 501,6 32 422,4
Обертова установка 13,2 59 778,8 32 422,4
Токарний верстат 14,2 8 113,6 38 539,6
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Токарний верстат 14,2 31 440,2 38 539,6
Токарний верстат 14,2 54 766,8 38 539,6
Зварювальний
21 8 168 24 504
трансформатор
Зварювальний
21 31 651 24 504
трансформатор
Зварювальний
21 54 1134 24 504
трансформатор
Зварювальний маніпулятор 18 8 144 32 576
Зварювальний маніпулятор 18 31 558 32 576
Зварювальний маніпулятор 18 54 972 32 576
Зварювальний маніпулятор 18 8 144 41 738
Зварювальний маніпулятор 18 31 558 41 738
Зварювальний маніпулятор 18 54 972 41 738
Верстат очищення іржі 18,4 15 276 32 588,8
Верстат очищення іржі 18,4 39 717,6 32 588,8
Верстат очищення іржі 18,4 62 1140,8 32 588,8
Прес елементів монтажу 4,7 12 56,4 14 65,8
Прес елементів монтажу 4,7 38 178,6 14 65,8
Прес елементів монтажу 4,7 59 277,3 14 65,8
Фарбувальна камера 66,8 25 1670 53 3540,4
Насос теплообмінний 14 69 966 1 14
Насос теплообмінний 14 69 966 1 14
Вентилятор видалення іржі 5,5 18 99 10 55
Вентилятор видалення іржі 5,5 41 225,5 10 55
Вентилятор видалення іржі 5,5 63 346,5 10 55
Вентилятор приточний 22 69 1518 3 66
Вентилятор приточний 22 69 1518 6 132
Вентилятор приточний 22 69 1518 9 198
Кристалізатор оксиду заліза 7,5 54 405 3 22,5
Вентилятор витяжний
3 23 69 49 147
стельовий
Вентилятор витяжний
3 47 141 49 147
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 37 111
стельовий
Вентилятор витяжний
3 47 141 37 111
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 29 87
стельовий
Вентилятор витяжний
3 47 141 29 87
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 21 63
стельовий
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Вентилятор витяжний
3 47 141 21 63
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 13 39
стельовий
Вентилятор витяжний
3 47 141 13 39
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 7 21
стельовий
Вентилятор витяжний
3 23 69 7 21
стельовий
Разом 735,9 - 25561,1 - 20016,1 34,7 27,2
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху
не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН(на рис.1.1)складають:
Х ЦЕН 34,7 м ; YЦЕН 27,2 м.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, функціонування 3 тельферів, а також
необхідність зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів
(широкоуніверсальний фрезерний верстат), обираємо місця встановлення КТП
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
у куту поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів
(рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії в
цехах, так і на генеральному плані всього промислового підприємства. В
останньому випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі
цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає
в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола:
Pроз і r
2 m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проектуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв'язку
з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 P
оc.н
роз ос. цеху . (2.23)
Р0,4 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.8
Таблиця 2.8 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m , r ,
2
кВт кВт кВт кВт/мм с.н оc.н
мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех всмоктуючих
367,7 21,4 389,1 0,125 292 68 36
трубопроводів. Склад
Цех понтонів 299 65,3 364,3 0,125 343 17 37,2
Цех підйомних
механізмів. Склад лаку 432,8 110,7 543,5 0,125 346 14 36,4
та фарби. Цех лебідок
Цех ґрунтових насосів.
Механічний цех. Будівля
369,5 33,5 403 0,125 308 52 42,6
управління. Інженерно-
дослідницький відділ
Ливарний цех. Цех
якірних зачепів. Цех 314,5 31,6 346,1 0,125 307 53 35,1
свайових опор
Цех ґрунтозабірних
688,3 89,4 777,7 0,125 332 28 38
пристроїв
Складальний цех.
Котельня. Насосна. 713,5 66,4 779,9 0,125 345 15 40,1
Вологий док
Цех напірних
279,3 30 309,3 0,125 340 20 24,7
ґрунтопроводів
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні
обмеження[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220 –
500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного аналізу
вимог до системи електропостачання, величині, характеру та особливостей
навантаження підприємства, надійності електропостачання, місцевих умов та
інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду можливості застосування
різних схем із діючих типових [8], починаючи від найпростіших «блочних» до
більш складних «спрощених» та схем «містків». Остаточний вибір
проводиться на основі техніко-економічного аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і перетікання
потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після аварійному
режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з вимикачами
в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
(рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проектуванні підстанцій, що будуються.
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6
N 2 N 2
SВН ГПП Ко P0,4 цеху і PT Q0,4 цеху і QT , (3.1)
i i
де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
І ВН ГПП
розПЛ = К
зав.Л , (3.2)
3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
ІрозПЛ к Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом
PT 0,02 SНН ГПП ,
QT 0,1SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена нами за
формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ =0,02 4865,17 97,3 кВт ;
QT 0,14865,3 486,5 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП 0,9 (4208,3 97,3)2 (2441,4 486,5)2 5206,8 кВ А .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
У нашому випадку
5206,8
ІрозПЛ = 27,4 А .
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F роз ПЛ
ек ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.
27,4
F 2
ек = 19,6 мм .
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) 260 А .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);
27,4 А 1 260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 27,4 А = 54,8 А 0,9 1,25 260 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
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 довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зрушення стають великими, як правило, близько 15 25 , зі
збільшенням до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової U/ / вносить уточнення в
розрахунки напруги, що істотно перевищують погрішності інформації про
параметри мережі, а тому аналіз електричних режимів повинен виконуватися з
урахуванням поперечної складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менш X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
На рисунку 3.4 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
дорівнює [19]:
Uф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
Uф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф ,
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1
де модуль U1ф цієї напруги :
Uф1 (Uф2 U 2 2
ф) (Uф ) (3.5)
та його фаза :
U
arctg ф .
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:
Uф Uф1 Uф2 (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням
Uф (Uф)2 (U 2
ф ) . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
U 3 Uф 3 Ii ri cosi Ii xi sini .
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрата напруги U приблизно визначається по формулі
PіR QіX PіR Q X
U U 3 (Ia R I і
p X) ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L ,
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х/ /
r 0 0 ,
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Dcp 3 D12 D13 D23 , м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт .
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 ,
F
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення:
P
I і
a ; Q
I і
3 U p (3.8)
і 3 Uі
Проектна потужність підприємства:
Pi 4208,3 кВт; Qі 2316 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L , R 0,3455=18,7 Ом,
X X0 L , X = 0,31855=17,49 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
4208,3 103
Ia 22,6 A ;
3 110 103
2441,4 103
Ip 12,8 A .
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
Uф 18,7 22,6 17,49 12,8 646,5 В;
U 18,7 22,6 17,49 12,8 198,7 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 (110 0,647)2 106 (0,199)2 106 110,647 кВ .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,647)2 106 (0,199)2 106 676,9 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110,647 103 110,0 103 0,65 103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проектної потужності Pi 4208,3 кВт; Qі 2316 квар складає
U
U% ф
%.
Uном
0,65 103
U % 100 0,59% .
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [4, 9].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
n 2 n 2
Snp(6 ст.) КО P PТ Q QТ SВН ГПП .
i1 i1
Попередньо обрана потужність SТпр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
SТ пр
np(6 ст.) . (4.1)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТпр і
Sном Т незначна 10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому
випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносноSТпр .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
S кВА5500
Sн.тр
5000 5207
4500
4686
4000 Sмакс 4165
3500 3746
3645
3000
3124 3124
2500
2603
2000
2083 2083 2083
1500
1562 1562
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 t го2д4
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i1
1 ,
S n
ном Т ti
i1
(2,08 1) (1,56 1) (1,56 2) (2,08 1) (3,74 1)
1 (3,64 3) (3,12 3) (3,12 3) (2,6 1) (2,08 1)
К1
0,83 .
4 (11 2 11 3 3 3 11)
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / та K / /
2 2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
m
(S2
i ti )
К / 1
2
i1 ,
S m
ном Т ti
i1
` 1 (4,68 2) (4,16 2) (5,2 3)
К 2 0,55 .
4 (2 2 3)
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом
/ / 0,9 S
К np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне перевантаження
К2 доп . Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова К2 доп К2 .
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
номТ .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
S
S np(6 ст.).а
ном Т ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
5206,8
SТ пр 3719,1кВ А .
2 0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТОВ «Еліз» ТМН–4000/110-У1 із
номінальними параметрами: Sном Т =4,0 МВ А , Uном В=115 кВ,
Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%, ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [10], в якому максимальне навантаження буде відповідати Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового трансформатора
користуватися наступними критеріями [9]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
max
S , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після аварійному
режимах.
Згідно [4, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван 0,9 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової ТП,
користуючись співвідношенням
S 589,9
S ТП
приб T 421,4 кВ∙А.
2 0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору складає
Sном T =400 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.2)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень:
P
N max
min N,
кзаван Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
543,7
Nmin 0,19 2 шт.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6] у
функції Nmin і N .
Nе 2 0 2 ,
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
2
Qmax T Nе кзаван.ф Sном T Р2
max .
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф .
Ne Sном T
589,9
кзаван.ф 0,74 .
2 400
У такому разі
Qmax.T = (2 0,74 400)2 - 543,72 229 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе:
QHK1 Qmax Q ,
0,4 max T
де Qmax – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 300,1- 229 71,1квар .
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 Qmax Q N
0,4 HK1 е Sном Т ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
QHK2 300,1_71,1_ (0,18 2 400) 85квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHK 71,1 85 156,1квар.
сум
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК4-0,415-80 Т3 потужністю 80 квар кожна і
напругою живлення 0,4 кВ.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проектується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 449,8квар.
Qвк 0,92 2441,4 486,52 2187,4 1120 1800 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві конденсаторні
установки марки УКЛ-10,5-900 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=1800 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам прокладки
ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають
споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною
лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4+ РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4 + QТ = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л =
i Рmax 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рроз 0,4 Q
ТП роз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
квар кВ·А кВт квар кВ·А
кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 508,9 262,8 400 516,9 302,8 599
ТП-2 2 543,7 300,1 400 551,7 340,1 648,1
ТП-3 2 520,8 311,6 400 528,8 351,6 635
ТП-4 2 713,6 415,8 630 726,2 478,8 869,8
ТП-5 2 484,1 273,2 400 492,1 313,2 583,3
ТП-6 2 566,9 332,2 630 579,5 395,2 701,4
ТП-7 2 631,6 377,1 1000 651,6 477,1 807,6
ТП-8 2 238,7 168,7 250 243,7 193,7 311,3
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Кількість т-рів
шт
SЛ
Iроз, Л = і .
і 3 Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
648,1
Iроз Л (ГПП - ТП2 ) = 37,5 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4). Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм
Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
Iроз, Лі 37,5
F 2
ек = 26,8 мм .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ(3×16),
Іном каб = 75 А .
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
37,5А 75 1,05 0,9 70,9 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 1,25 .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Для нашого випадку
2 37,5А 75 1,04 0,87 1,25 84,8 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cos та sin знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
551,7
cos 0,85, sin 1 cos2 , sin 1 0,852 0,52..
648,1
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU 3 37,5 0,2 (2,4 0,85 0,084 0,52) 12,6 В .
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU =12,6 0,05 Uном 52 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній, обираємо
за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
кабелю м кВА А мм2 А F 2 Марка кабелю
, мм
ГПП-ТП1 110 599 34,6 24,7 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 200 648,1 37,5 26,8 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП3 330 635 36,7 26,2 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП4 150 869,8 50,3 35,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 80 583,3 33,7 24,1 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП6 270 701,4 40,5 28,9 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП7 200 807,6 46,7 33,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 270 311,3 18 12,9 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 10 900 52 37,1 115 35 АСБГ(3×35)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проектування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[1]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проектування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проектування заземлювальних пристроїв;
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проектування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний
процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:
E = Ei n1 n2 nm ; (6.1)
U = Ui n1 n2 nm ; (6.2)
I
I = i ( 6.3)
n1 n2 nm
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
z = zi n1 n2 n .2m , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри якого
зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то їхні
зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях виміру
встановлюють за виразами:
E = E *(ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
U = U* (ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I = I ном
* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2 nm
U2
z = z ном
* (ном) i n1 n2 n
2
m ; (6.8)
Sном
U 2
z = z ном
* ном і n1 n2 nm . (6.9)
3 I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 55 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 4,0 МВ А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
U 115
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень (рисунок
6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2, X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2, X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5, Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для індуктивних
опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
U2
2 2
110 103 2
Х = C
С n 1 7,562 Ом ;
SКЗ 1600 106
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
2
ХПЛ = lПЛ хПЛ, пит n 55 0,4 2
1 22 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
U2 11103 2
2
U
Х = КЗ ном. Н 2 10,5 115
Т n 347,2 Ом ;
100 S 100 4,0 106
ном Т 11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л2
2
115
Х2 = х 2
каб. пит LКЛ 2 n =0,099 0,15
1,6 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л5
2
2 115
Х = х
5 каб. пит LКЛ 5 n =0,099 0,18 1,9 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л7
2
115
Х7 = х 2
каб. пит LКЛ 7 n = 0,099 0,2
2,2 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
115
R 2 = r L 2
каб. пит КЛ 2 n = 1,24 0,15 20,3 Ом ;
11
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
2 115
R5 = r
каб. пит LКЛ 5 n = 1,24 0,18 24,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
115
R = r 2
7 каб. пит LКЛ 7 n = 1,24 0,2
27,1Ом .
11
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення методом
точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ,
ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого
моменту часу тощо.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
U
I КЗ= , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
Uc 110 103
U = n1 n2 nm 63510 В .
3 3
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і n .
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного ступеня
опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5 відповідно.
Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z Х = ХС + ХПЛ = 7,562 + 22 = 29,56 Ом .
К1 К1
Точка короткого замикання К2:
Z Х = ХС +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 29,56 + 347,2 384,3 Ом .
К2 К2
Точка короткого замикання К3:
2 2 2 2
Z = Х + R 2 = ХС +ХПЛ +Х +Х + R
К3 К3 Т 2 2 =
2 2
= 7,56 + 29,56 + 347,2 1,6 20,3 386,5 Ом
Точка короткого замикання К4:
2 2 2
Z 2
= Х + R = Х +Х
К4 К4 5 С ПЛ +ХТ +Х5 +R5 =
.
2 2
= 7,56 + 29,56 + 347,2 1,9 24,4 386,9 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 2 2
Z = Х2
+R7 = Х
К5 К5 С +ХПЛ +ХТ +Х7 +R7 =
.
2 2
= 7,56 + 29,56 + 347,2 2,2 27,1 387,5 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
U 63510
I КЗ (К1) = = = 2148,5 А .
z 29,56
К1
Точка короткого замикання К2:
U 63510
I КЗ (К2) = = 165,3 А .
z 384,3
К2
Точка короткого замикання К3:
U 63510
I КЗ (К3) = = 164,3 А .
z 386,5
К3
Точка короткого замикання К4:
U 63510
I КЗ (К4) = = 164,2 А .
z 386,9
К4
Точка короткого замикання К5:
U 63510
I КЗ (К5) = = 163,9 А .
z 387,5
К5
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) n1 2148,5 1 2148,5 А ;
– точка короткого замикання К2:
115
ІКЗ (К2) = ІКЗ (К2) n2 = 165,3 1728,1 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) n2 164,3 10,455 1717,8 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) n2 164,2 10,455 1716,7 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) n2 163,9 10,455 1713,6 А .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [15, 16]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
0,01
-
iу = 2 Iп 0 (1 + e Ta ) = 2 Iп 0 k у ,
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ варто
обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при нульових
початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
0,01
-
iу = 2 Iп 0 (1 + е Та, ек ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ,
с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
0,01
m -
iу = Σ 2 I (1 + e Ta,i ) ,
i = 1 п 0 i
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний струм
буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 k у IКЗ (К1) = 2 1,8 2148,5 = 5469,2 А ,
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 k у IКЗ (К2) = 2 1,8 1728,1 = 4399,02 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 k у IКЗ (К3) = 2 1,8 1717,8 = 4372,8 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 k у IКЗ (К4) = 2 1,8 1716,7 = 4370,0 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 k у IКЗ (К5) = 2 1,8 1713,6 = 4362,1 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ , А 2148,5 165,3 164,3 164,2 163,9
ІКЗ, А 2148,5 1728,1 1717,8 1716,7 1713,6
іy , А 5469,2 4399,02 4372,02 4372,8 4370,0
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить точку
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок
6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [11, 12,
15].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
Sб 100 106
Іб = 525 А .
3 Uб,1 3 110 103
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом І(1)
КЗ1
прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1) = 3 І(1)
КЗ КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
EІ(n) А Σ
КЗ1 = , (6.12)
j(X + ΔX(n)
1Σ )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
І(1) Е
КЗ1 = * Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
U
Величина Е = C
* =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13) прийме
Uб,1
вид
І(1) І
КЗ1 = б . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії і
для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ[12]:
(1) 3
ІКЗ = Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний індуктивний
опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з опору
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
U
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т = КЗ = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова, а
саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
(1) 3
ІКЗ, С = Іб .
Х*1 С + Х* 2 С+ Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)
КЗ = k S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k 1,2 . Тоді
(1) S(1) k S(3)
ІКЗ С = КЗ = КЗ .
3 UС 3 UС
Отримаємо:
Іб 3 U
Х С 3
* 0 С = 3 - 2Х* С = X* C - 2X* C ,
k S(3)
КЗ k
тобто
3
Х* 0 С = Х
* С - 2 .
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні у
точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ Х* 0 Т
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
S S
Х = Х = Х* С + Х* ПЛ = б + lПЛ х б
*1 * 2 S ПЛ, пит
2
КЗ Uб
100 .
106 100 106
55 0,4 0,24.
1600 106 110 103 2
Необхідні для визначення Х компоненти формули (1.50)
* 0
дорівнюють відповідно:
3 3
Х
* 0 С = Х* С 2 0,0625 2 0,03125 ;
k 1,2
S 100 106
Х* 0 ПЛ = 3 Х* ПЛ = 3 l б
ПЛ хПЛ, пит 3 55 0,4 2 0,54
U2 3
б 110 10
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
UКЗ , % 10,5
Х* 0 Т = Х* Т = 0,105
100 100
Отже
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ Х* 0 Т 0,03125 0,54 0,105
Х = 0,08 .
* 0 Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125 0,54 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
(1) 3 3
ІКЗ = Іб 525 3705,88 А
Х + Х + Х 0,24 0,105 0,08
*1 *2 *0
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ 3705,88 А .
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв.
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 1000 м
над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ категорії
розміщення I по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в атмосфері типу II
по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II по
ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і ожеледі згідно з
«Правилами улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням, що
наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги і
елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний прийом
безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань головних
кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка наступного
обладнання. Додатково вибираються:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань[1,3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [19], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого
повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності – до 9
балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 22,9А І ном = 2500 А Іроз Іном
іy = 5,5 кА I mах дин = 102 кА іу Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
В І2 t
0,254 106 В2 с I2
T tT 4800 106 В2 с К Т T
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 22,9А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 5,5 кА I mах дин = 80 кА іy Imах дин
В І2 t = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
К П К В І2 t
0,254 106 2 6 2
В2 с IT tT 4800 10 В с К Т T
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S
І ВН ГПП 5206,8
роз 286,6 А .
3 Uном 3 10,5
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
SВН ГПП 0,5 5206,8
І роз, с е к ц. 143,3 А .
2 3 Uн 3 10,5
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз= 286,6 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 4,4 кА I mах дин = 52 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
К П К
2 В І2 t
0,428 106 В2 с IT tT 1200 106 В2 с К Т T
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз секц = 143,3 А І ном = 630 А Іроз секц Іном
іy = 4,4 кА I mах дин = 80 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В 2
К ІП tК = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
В І2
2 t
0,428 106 В2 с IT tT 1200 106 В2 с К Т T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі
Uвст Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣS
r прил.
прил.= ,
I 2
2Н
де Sприл 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк опір контактів rк 0,1 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз= 286,6 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин 2 І ном к
іy = 4,4 кА 30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
В І2 t = (2,721103)2 0,12 IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
К П К
2
0,888 106 В2 с IT tT 3969 106 В2 с
14
rприл.= =0,28
52 Ом.
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I2
2Н (r
r = прил + rк )
пров ;
I2
2Н
15 - 25 (0,28 + 0,1)
r пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
lp. ρF пров.= ;
rпров.
25 0,02
F 2
пров. = = 2,27 мм .
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом;
0,2 0,28 0,48 0,6 .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення
Uвст Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2 S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки трансформатора
для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Е–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф (ВА), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Кількість
Котушок,
шт.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
I tпр
Fmin = ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 0,12 0,2 с .
У такому разі
I tпр 2080 0,2
Fmin = = 11 мм .
С 83
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 16 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
обираємо радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо
кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо
в приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то
для створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують
у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого
ступеня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники
загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10 % від
нормованої для комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях
тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
3а функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних
об'єктів (водопостачання, вузли зв'язку, пожежні пости, електрощитові і т. ін.).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи,
воно має створювати на робочих місцях 5 % нормованого робочого освітлення
при системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якогоABH 66546 ,
освітлення виконано лампами типа ЛБ 65 у світильниках ПВЛМ. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
к
Ф 3 Еmin S z , (8.1)
N
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт..;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній
визначається за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту підвісу
h .
h = H - hр - hс = 6 - 0,1 - 0,1 5,8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква Г
в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
La = λ h = 15,8 5,8 м .
Отримаємо кількість світильників в цеху
A B 66 54
N = = 106 шт.
L2
в 5,82
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
66 54
і = 5,21.
5,8 (66 54)
Для приміщення з індексом і = 5,21 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
1,6 200 3564 1,1
Фсв = 17673,5лм.
106 0,67
Обираємо світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛБ 65 (65 Вт)
загальною потужністю 260 Вт, світловий потік 4650 лм. Загальний світловий
потік від світильника буде становити Fн о м 18600 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр
18600 17673,5
Δ(%) 100% 0,05% .
18479
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
0,8 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос PЛБ 65 N
Рос 106 0,26 27,5 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc Pmax оc tg0
Qmax оc 27,5 0,2 5,5квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю забезпечення
нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та пожежної
безпеки.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
Відповідно до "Правил будови електроустановок" для живлення
світильників загального освітлення повинна застосовуватися напруга не вище
380/220 В змінного струму при заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного
струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного струму.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від
іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проектні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність дорівнює:
Рроз ос 0,95 1,12 6 0,260 29,6 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Далі здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого нагрівання при нормальних режимах
роботи. Нагрівання провідників викликається проходженням по них
електричного струму. Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому
кожному перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладки відповідає допустимий нормований струм ( Ідоп , А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користаються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25С та 15С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 3
I роз 10
pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
P 103 P 103
Ipоз
роз роз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95 ; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ; без
конденсаторів – cos 0,57 .
P 103 P 103
I роз роз
pоз .
3 Uл cos 3 Uф cos
29,6 103
Ipоз 47 А.
3 0,38 0,95
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу ЛТБ-65 в повній мірі задовольняє вимогам ДБН
В.2.5-28-2018, що до загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз 47 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 65 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених
лампах освітлення житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U , (8.3)
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга провідників
мережі, Система мережі і роду струму
В алюмініє
мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
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 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 29,6 18 133,2 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
P
де P2
роз ос ,
40
29,6
P2 0,74 кВт.
40
L0 = 40 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 20 м – довжина магістралі,
Таким чином
М2 7,4 40 0,74(40 10) 333 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Для першої ділянки:
133,2
U1 0,55 % .
40 6
Для другої ділянки:
333
U2 1,38 % .
40 6
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та обов’язково
вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Ipоз КП , (8.4)
і і
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
і
споживачі.
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
–пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми,
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов'язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 В, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В згідно рекомендацій ПУЕ не
підлягають розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв'язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі перерізу
для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по-різному
впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного виконання
(кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу:максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різкіх
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження чи
ні, від температурних умов навколишнього середовища, характеру
приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати марку
провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати
розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
I = роз
pоз ,
3 Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
І роз Ку. п Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л Іmах = 1,25 Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
P
Ipоз (однофаз) = ном , (8.7)
Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cos І роз , Imax , Ітр. доп Марка
електроприймачів кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Тельфер 17 0,7 36,9 46,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Верстат геліотинний 7,8 0,8 14,8 18,5 19 АВВГ(4×2,5)
Прес вирубний 21 0,82 39 48,7 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Обертова установка 13,2 0,77 26,1 32,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Свердлильний верстат 7,5 0,83 13,7 17,2 19 АВВГ(4×2,5)
Токарний верстат 14,2 0,81 26,7 33,3 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Зварювальний
21 0,91 35,1 43,9 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
трансформатор
Зварювальний
18 0,93 29,4 36,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
маніпулятор
Верстат очищення іржі 18,4 0,86 32,5 40,7 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Прес елементів монтажу 4,7 0,88 8,1 10,2 19 АВВГ(4×2,5)
Фарбувальна камера 66,8 0,88 115,5 144,3 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Насос теплообмінний 14 0,86 24,8 31 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор видалення
5,5 0,83 10,1 12,6 19 АВВГ(4×2,5)
іржі
Вентилятор приточний 22 0,85 39,4 49,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Кристалізатор оксиду
7,5 0,84 13,6 17 19 АВВГ(4×2,5)
заліза
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Продовж. табл. 8.3
1 2 3 4 5 6 7
Вентилятор витяжний
3 0,88 5,2 6,5 19 АВВГ(4×2,5)
стельовий
Щиток освітлення ЩО 27,5 0,9 47 58,7 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
80
Конденсаторна установка - 121,5 152 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
(квар)
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 6,5 0,77 38,4 48,0 58 АВВГ(2х10)
Термопіч ТП 8,2 0,65 33,2 41,5 58 АВВГ(2х10)
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4). Для
нашого випадку КП 0,7
і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 254,2 317,7 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-2 26 32,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-3 254,2 317,7 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-4 26 32,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-5 291,1 363,8 400 АВВГ(3×240)+(1×120)
Розподільчий пункт РП-6 184,9 231,1 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 218,9 273,6 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
І роз, РП .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
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
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ
НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення напруги
на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ (%) - ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.8)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тем
більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха (Фарбувальна камера), для якого Іроз 115,5 А, переріз
кабелю лінії Л2 F 25 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [19] відповідно r0 0,28 Ом/км, х0 0,26 Ом/км,
LКЛ 2 50 м.
ΔUЛ2(В) = 3 115,5,2 0,05 (0,28 0,95 0,26 0,31) = 3,46 В .
Тобто
3,46
ΔUЛ2(%) = 100% 0,91% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔUТ = М (U cosφ + U sinφ) ,
S А Р
ном Т
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
UА = КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
UР U2
КЗ - U2
А – реактивна складова напруги КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 5400 Вт,
1
UКЗ 4,5 %, SН. Т 400кВ∙А, SМ SТП 212,4 кВ∙А,
2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
5400
UА = 100% 1,35% ; UР = (4,5)2 (1,35)2 4,37% .
400000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
608,4
ΔUТ = (1,35 0,95 4,37 0,4) 4 % .
400
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 4 % – 0,91% = 100,1 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі
і струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого
замикання з урахуванням термічних і електродинамічних впливів,
комутаційної спроможності.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів,
та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок 8.8),
що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту різних
установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання
напруги на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні
необхідно уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму і
спосіб підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються
укомплектованими і готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного
виконання здійснюється за допомогою анкерів.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ 28249–93 [14]. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання
по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і
заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ГОСТ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ГОСТ
26522–85. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для
вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних пристроїв
згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі погрішності їх
розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від розрахункової схеми
до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих елементів електричними
еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на 5 %
вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ
U 1,05 Uном =400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
1,05 U
I ном
КЗ ,
3 Z
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z r2
X2
,
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [14]:
U2
X ср НН
C ,
3 Iном відк Uср. ВН
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC 0,5 мОм.
3 20 103 10 103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
P U2
r к. ном НН. ном
Т 106
S2
Т.ном
2
2 100 P 2
x U к.ном U
НН.ном
T к 104
SТ.ном SТ.ном
де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН .ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
ΔР 103
r к.з
тр ,
3 І2
н.тр
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
І 3
н.тр 10 ,
3 U н
400
І 3
н.тр 10 608,4 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U 2 3
z к.з. Uн 10
тр ,
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х z2 2
тр тр rтр ,
х тр 0,0162 2 0,005 2 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) ri x i ,
i1 i1
Z(К1) rтр rав r r 2
тс ш rпр х тр хав х тс х 2ш ,
2
0,0005 0,00014 0,00002 0,00003 0,00008
Z
(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
U
І (3) 0
к.з.(К1) ,
3 Z
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U0=1,4.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
І(3) 399
к.з.(К1) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z r r r r r r 2 2
(К2) (К1) ш ав л ав пр х(К1) хш хав хл хав ,
2
0,0052 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z
(К2) 0,0148
2
0,0155 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
rл л ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л lл х 0 ,
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
(3) U
І 0
к.з.(К2) ,
3 Z (К2)
399
І(3)
к.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматами,
шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий нормальний
режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги
трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір комплектного
обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії
струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає
необхідність у розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки
обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл.3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог:
селективності відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації
тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися
технічною документацією на конкретні апарати. При виборі уставок струму
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в характеристиках і
погрішності у роботі розчеплювачів.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Iном.розч Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Iном.розч (1,11,3) Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е (1,251,35) iп (8.11)
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. 1,1 Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. 1,25 ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії ВА:
автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих
пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та
виконані згідно ДСТУ 14254–96 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С, В
чи D) виконується співвідношення:
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в
таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
Іроз , 1,1 Iроз Тип Ін, І , І
Найменування обладнання н.т.р н.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Тельфер 36,9 40,6 ВА47-29 63 50 500
Верстат геліотинний 14,8 16,3 ВА47-29 63 20 500
Прес вирубний 39 42,9 ВА47-29 63 50 500
Обертова установка 26,1 28,7 ВА47-29 63 32 500
Свердлильний верстат 13,7 15,1 ВА47-29 63 16 500
Токарний верстат 26,7 29,3 ВА47-29 63 32 500
Зварювальний трансформатор 35,1 38,6 ВА47-29 63 40 500
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
Зварювальний маніпулятор 29,4 32,4 ВА47-29 63 40 500
Верстат очищення іржі 32,5 35,8 ВА47-29 63 40 500
Прес елементів монтажу 8,1 8,9 ВА47-29 63 10 500
Фарбувальна камера 115,5 127 ВА88-33 160 160 1600
Насос теплообмінний 24,8 27,2 ВА47-29 63 32 500
Вентилятор видалення іржі 10,1 11,1 ВА47-29 63 13 500
Вентилятор приточний 39,4 43,3 ВА47-29 63 50 500
Кристалізатор оксиду заліза 13,6 14,9 ВА47-29 63 16 500
Вентилятор витяжний стельовий 5,2 5,7 ВА47-29 63 8 500
Щиток освітлення ЩО 47 51,7 ВА47-29 63 63 500
Однофазні електроприймачі
Автомат зварювальний 38,4 42,3 ВА47–29 63 50 200
Термопіч ТП 33,2 36,5 ВА47–29 63 50 200
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 254,2 279,6 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-2 26 28,6 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-3 254,2 279,6 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 26 28,6 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-5 291,1 320,2 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-6 184,9 203,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-7 218,9 240,8 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 121,5 133,6 ВА88-33 160 160 1600
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію (ролерний конвеєр), для якої
Іроз 115,5А , Ідоп 160 А, Ізах = 160 А.
1160 А 1160А .
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U U 2
2 1 .
W1
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості
джерела живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів,
ввідних шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької
напруги. Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію 2КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ» (Запоріжжя).
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що виконана
на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції 2КТПЦ-400/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що
складається з наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку; 5
– відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМГ11 (трансформатор масляний герметичний), що виготовляється у
герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього
терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМГ приведено на
рисунку 8.14.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМГ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ-
400/10/0,4-04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана однорядна компоновка
підстанції, що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проектується
система
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Розробка пристрою регулювання
частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення
іржі
Основним призначенням розроблюваного пристрою є регулювання
частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі в
процесі очищення заготовок в даному цеху понтонів шляхом автоматичної
зміни частоти обертання в залежності від показань тахометру для випадку
холостого ходу, недовантаженого режиму та режиму повного навантаження.
На рисунку 9.1 представлена функціональна блок-схема пристрою
регулювання частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів
видалення іржі.
Рисунок 9.1 - Блок-схема пристрою регулювання частотою обертання
електродвигунів
Розроблюваний пристрій складається з таких основних функціональних
блоків, кожен з яких виконує свої функції, а саме:
- електронний тахометр – вимірювання частоти обертання валу
електричного двигуна і формування цифрового керуючого сигналу для
керування частотою електродвигуна верстата видалення іржі;
- електронний термометр – вимірювання температури змащувально-
охолоджувальної рідини, від стану якої залежить якість та експлуатаційна
стійкість роботи верстата; на основі отриманих даних формується цифровий
керуючий сигнал для керування частотою його електродвигуна;
- блок керування частотою електродвигуна верстатів видалення іржі в
залежності від керуючих сигналів, які поступають від блоків електронного
тахометру та термометру.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
Опис електричної принципової схеми пристрою регулювання частотою
обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі.
Принципова електрична схема пристрою регулювання частотою обертання
асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі зображена на рисунку
9.2.
Імпульси з геркону поступають на вхід чекаючого мультивібратора на
транзисторах VT1-VT2, який знімає перешкоди від брязкоту контактів
геркону, і далі, на вхід блоку електронного термометру, де сумується з
сигналом від датчика температури; потрапляє на неінвертуючий вхід
операційного підсилювача DA1. Генератор на логічних елементах DD1.1 і
DD1.2 виробляє імпульси тривалістю 2...3 мс з вибраним періодом Т.
Скважність близько 1000 вдається отримати завдяки високому вхідному опору
елементів мікросхеми К176ЛА7. Лінія затримки складена з ланцюга C2-R9.
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема пристрою регулювання
частотою обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення
іржі
Наладку тахометра починають з установки періоду проходження
імпульсів тактового генератора. При періоді проходження до 2 с, як зразкову,
зручно використовувати частоту електромережі. Датчиком імпульсів частотою
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
25 Гц може бути електромагніт, включений в мережу через випрямний діод,
наприклад Д226Б, і резистор, що обмежує струм через обмотку до
допустимого значення. Функцію такого датчика може виконувати будь-який з
електромагнітів реле з віддаленим якорем. Електромагніт підносять до
геркону, переконуються в тому, що він спрацьовує (прослуховується слабий
звук, відповідний частоті замикання контактів), і підстроєчним резистором R3,
а якщо треба, то і підбіркою резистора R9 і конденсатора С2, добиваються
необхідної точності роботи тахометра.
Блок контролю температури змащувально-охолоджувальної рідини
зібраний на потужному операційному підсилювачі К574УД7. Ця мікросхема
служить компаратором напруги, що забезпечує точний і стабільний поріг
регулювальної напруги, а порівняно великий вихідний струм мікросхеми (до
0,3 А) дозволяє застосовувати її в схемах з більш потужними силовими
елементами регулювання. На входи мікросхеми поступають напруги з двох
резистивних дільників: з R10-R11 - на інвертуючий вхід, з R12-R14 - на
неінвертуючий. Як датчик температури використаний терморезистор R10.
Поки температура тепловідводу не досягла встановленого значення, напруга
на інвертуючому вході менша за температуру на неінвертуючому. У міру
зростання температури опір терморезистора зменшується, напруга на
інвертуючому вході зростає. Коли напруги внаслідок збільшення температури
або зменшення частоти обертання на обох входах операційного підсилювача
порівняються, він перемкнеться. На його виході напруга зросте, що призведе
до виникнення керуючого сигналу, який надходить на блок керування
частотою електродвигуна верстатів видалення іржі. Перемикання
операційного підсилювача відбувається стрибком за рахунок позитивного
зворотного зв'язку через резистор R13. Гістерезис в роботі пристрою
забезпечує також виникнення керуючого сигналу при температурі вище
заданої, а виключення при іншій, меншій від заданої на декілька градусів.
Одночасно це підвищує перешкодостійкість пристрою. Конденсатор С7
знижує перешкоди від силового блоку.
Можна застосувати терморезистор ММТ або аналогічний опором 5...100
кОм. Опір резистора R11 повинен бути рівний опору терморезистора.
Підстроєчний резистор R11 – СП3-19а, постійні - ОМЛТ, С2-33; конденсатори
- серій К50, К53.
Конденсатор С6 служить фільтром, коли довжина провідників живлення
перевищує декілька сантиметрів. Крім того, якщо на провідниках з'являться
перешкоди, від яких спрацьовує DA1 (виявляється це у вигляді нестійкої
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
роботи пристрою і випадкових виключень електродвигуна), резистори R11,
R14 необхідно зашунтувати оксидними конденсаторами ємністю по 20 мкФ.
Наладка пристрою зводиться до установки температури включення
пристрою керування підстроєчним резистором R11. Підбором резистора R13
можна встановити значення різниці між температурою включення і
виключення блоку керування. Чим менше його опір, тим буде більшою ця
різниця.
Силова частина пристрою регулювання представляє собою регулятор
потужності електродвигуна верстатів видалення іржі і може
використовуватися для двигунів аж до 25 кВт. Основна перевага цього
регулятора - простота і надійність: схема не боїться коротких замикання у
вторинному ланцюзі.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічної
ефективності від застосування пристрою регулювання частотою
обертання асинхронних електродвигунів верстатів видалення іржі
З метою впровадження енергозберігаючих технологій в технологічну
операцію видалення іржі при підготовці заготівок в цеху виготовлення
понтонів будемо використовувати пристрій регулювання частотою обертання
асинхронних електродвигунів вентиляторів видалення іржі, що дозволяє
зменшити загальний час виготовлення понтонів на етапі очищення їх заготівок
їхніх рам на 15%. Таким чином, за умов не змінення кількості виготовлення
продукції за одну робочу зміну, можна вважати, що використання даного
пристрою дозволяє зменшити коефіцієнт завантаженості вентиляторів
видалення іржі на 15%, тобто, ΔК . .
В = КВ 0,15 = 0,7 0,15 = 0,105; номінальна
потужність Р = 22 кВт; при cos φ = 0,85 (tg = 0,62).
Модифікація вентиляторів видалення іржі розроблюваним пристроєм є
сучасною та компактною, а саме технологічне обладнання на якому
впроваджується даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не
містить додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально
створених умов навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q P tg ;
Q 22 0,62 13,64 квар;
S P2 Q2 ;
S 222 13,642 25,88 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічну операцію
видалення іржі при підготовці заготівок дозволить зменшити потужність
живлячого (цехового) трансформатора, а також до значного зниження ударних
струмів, що виникають при комутаційних переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося
порівняльною характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при
роботі технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні
п‘ять днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
C n KB S Cел t ,
де n – кількість вентиляторів видалення іржі; n = 3;
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості вентиляторів видалення
іржі при використані розробленої схеми; ΔКВ = 0,105;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,83 грн;
S – споживана потужність; S = 25,88 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C 3 0,105 25,88 12,83 2112 220899,83 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження
енергозберігаючих технологій в технологічну операцію видалення іржі при
підготовці заготівок в цеху виготовлення понтонів на заводі з виготовлення
понтонів та земснарядів шляхом використання пристрою регулювання
частотою обертання асинхронних електродвигунів вентиляторів видалення
іржі є технічно і економічно вигідним і має економічний ефект: С = 22 0899,83
грн. за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника
при роботі в дослідницькій лабораторії
В даній бакалаврській роботі проектується система електропостачання
підприємства з виробництва земснарядів. Для розробки проекту системи
необхідне використання ПК (персональний комп’ютер). Тому виникає потреба
в забезпеченні безпечної та продуктивної організації праці розробників при
роботі з комп’ютером.
Необхідно проаналізувати всі параметри дослідного середовища, які
можуть вплинути на здоров’я та працездатність дослідників, а відповідно і
вплинути на продуктивність їхньої праці.
Робота з ПК не вимагає фізичної напруги, підняття і перенесення важких
предметів, виконується сидячи. Енерговитрати не перевищують 120 кКал/год,
отже ця робота може бути віднесена до категорії важкості – легка фізична Iа
(ДСН 3.3.6.042-99).
Дослідження проводяться в приміщенні з такими геометричними
розмірами: довжина – 8 м, ширина - 4 м, висота – 3,2 м. Площа всього
приміщення складає 32 м2, а об’єм приміщення складає 102,4 м3.
Об'ємно-планувальні рішення будівель та приміщень для роботи з ПК
відповідають вимогам ДБН В.2.2-28:2010 та ДСанПіН 3.3.2.007–98.
Розміщення робочих місць з ПК у підвальних приміщеннях, на цокольних
поверхах заборонено.
Лабораторія розрахована на максимальну кількість 5 працюючих осіб.
Звідси площа, яка припадає на одну людину, дорівнює: 6,4 м2.
Об’єм, який припадає на одну людину, дорівнює 20,48 м3, що відповідає
вимогам ДБН В.2.2-28:2010. Тобто площа на одне робоче місце перевищує -
6,0 м3, а об'єм – 20,0 м3.
В приміщеннях з ПК щоденно проводиться вологе прибирання.
Приміщення для роботи з ПК мають природне та штучне освітлення
відповідно до ДБН В.2.5-28-2018.
Природне освітлення на даному робочому місці здійснюється через вікна.
Розміри трьох вікон приміщення однакові і становлять 21,5 м.
Природне освітлення змінюється в широких межах і залежить від таких
факторів, як стан хмарності та ступінь забруднення повітря. Наприклад,
хмарність верхнього ярусу атмосфери збільшує освітленість майже вдвічі,
хмарність нижнього ярусу знижує її на 38%, грозова хмарність знижує
освітленість на 87%. Забруднення атмосферного повітря пилом, димом і
газами зменшує природну освітленість на 25-40% і значною мірою затримує
біологічно активну УФ-короткохвильову частину сонячного випромінювання.
Це негативно позначається на безпеці життєдіяльності людини і може
призвести до зміни частоти пульсу, уповільнення деяких процесів обміну
речовин, вплинути на загальний нервово-психічний стан. При високих
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
інтенсивностях УФ-випромінювання викликає опіки шкіри, а проникаючи в
око, призводить до опіку сітківки ока, що може спричинити часткову чи повну
втрату зору.
Штучне освітлення призначене для освітлення робочих місць у темний
час доби, чи при недостатньому природному освітленні. У відповідності з
ДБН В.2.5-28-2018 розряд зорової роботи працівника лабораторії – високої
точності. Найменший розмір об’єкту розрізнення 0,26 – 0,28 мм. Відповідно
розряд та під розряд зорової праці – В. Норма штучного освітлення 400 лк.
Нормоване природне освітлення КПО = 1,5 %, фактичне значення (еф) КПО
становить 14-17,5 %, що відповідає вимогам ДБН В.2.5-28-2018.
В якості джерела світла при штучному освітленні використовуються 6
світильників ЛСП 47М - 2×36, кожен з яких має дві люмінесцентні лампи
потужністю по 36 Вт, та відповідні розміри світильників - 1270×150×100 мм.
Вони розташовані рівномірно на стелі центровано відносно кімнати,
забезпечуючи достатнє загальне освітлення робочих місць. Відстані вибрані з
врахуванням розмірів світильників та стелі.
Фактичний рівень штучного освітлення складає 270 лк. Отже, рівень
штучного освітлення на робочому місці не є достатнім відповідно ДБН В.2.5-
28-2018.
Важливою умовою безпеки людини, що перебуває перед екраном, є
правильний вибір візуальних параметрів дисплея та світлотехнічних умов
робочого місця. Робота з дисплеями при неправильному виборі яскравості й
освітленості екрана, контрастності знаків, їх кольорів, за наявності відблисків
на екрані, тремтіння та мерехтіння зображення призводить до зорового
стомлення, головного болю, значного психофізіологічного навантаження,
погіршення зору.
Умови праці в дослідницькій лабораторії по відношенню до візуальних
параметрів дисплея повністю відповідають вимогам нормативних документів.
Під виробничим мікрокліматом розуміють стан повітряного середовища
виробничого приміщення, який визначається температурою, відносною
вологістю, рухом повітря та тепловим випромінюванням нагрітих поверхонь,
що в сукупності впливають на тепловий стан організму людини. В процесі
трудової діяльності людина перебуває у постійній тепловій взаємодії з
виробничим середовищем. За нормальних мікрокліматичних умов в організмі
працівника, завдяки терморегуляції, підтримується постійна температура тіла
(36,6 °С).
Для нормального теплового самопочуття людини важливо забезпечити
певне співвідношення температури, відносної вологості та швидкості руху
повітря, тобто певні мікрокліматичні умови. Такі умови визначаються, в
основному, категорією роботи, що виконується, та періодом року і можуть
бути оптимальними та допустимими.
Відповідно до ДСН 3.3.6.042-99 у виробничих приміщеннях та робочих
місцях з ПК мають забезпечуватись оптимальні значення параметрів
мікроклімату
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Параметри мікроклімату обираються відповідно до вимог ДСН 3.3.6.042-
99 з урахуванням категорії робіт по енерговитратам для теплого й холодного
періодів року. При роботі студента на ПК повинні бути забезпечені
оптимальні параметри мікроклімату, приведенні нижче:
1. Температури повітря:
в теплий період року – 23 - 25 °С (допустима – 22 - 28 °С);
в холодний період року – 22 - 24 °С (допустима – 21 - 25 °С).
2. Вологість повітря:
в теплий період року – 40 - 60 %;
в холодний період року – 40 - 60 %.
3. Швидкість руху повітря:
в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1 - 0,2 м/с);
в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
Фактичні значення даних параметрів становлять:
1. Температури повітря в теплий період року – 24 - 26 °С, в холодний
період року – 21 - 22 °С .
2. Вологість повітря в теплий період року – 48 - 52 %, в холодний період
року – 51 - 56 %.
3. Швидкість руху повітря в теплий період року – 0,09 м/с, в холодний
період року – 0,06 м/с.
Фактичні параметри мікроклімату відповідають нормативним вимогам
згідно ДСН 3.3.6.042-99.
Одним з найбільш поширеніших чинників зовнішнього середовища, який
несприятливо впливає на людину, є шум. Вплив шуму на організм людини
залежить від рівня звукового тиску, частотних характеристик, тривалості дії, а
також індивідуальних особливостей людини.
При тривалій дії шуму на людину при роботі з ПК виявляються симптоми
утомленості, нервового збудження, що сприяють погіршенню працездатності і
допущенні помилок при роботі. Для уникнення шкідливої дії шуму на
організм працюючого, необхідне дотримання нормованих параметрів, які не
повинні перевищувати допустимих величин. При роботі на комп’ютері рівень
шуму відповідно до ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми виробничого шуму,
ультразвуку та інфразвуку» не повинен перевищувати 50 дБ.
Фактичне значення рівня шуму становить: 37-39 дБ що відповідає нормам
ДСН 3.3.6.037-99.
Під час виконання робіт на ПК значення характеристик вібрації на
робочих місцях не перевищують допустимих значень, визначених ДСН
3.3.6.039-99 «Державні санітарні норми виробничої загальної та локальної
вібрації»
На робочому місці працівника лабораторії величина напруженості
електромагнітного поля не перевищує нормативне значення, визначене в ДСН
3.3.6.096-2002, ДСанПіН 3.3.2.-007-98.
Електропроводка живлячої мережі в даному приміщенні прихованого
типу – знаходиться с стінах під шаром штукатурки. Приміщення відноситься
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
до приміщень без підвищеної небезпеки ураження людини електричним
струмом. Системний блок комп’ютера та корпуси інших приладів мають
металевий корпус, тому згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в лабораторії
передбачена магістраль захисного заземлення.
Інструктаж з техніки електробезпеки, що проводиться з працівниками
лабораторії, складений з врахуванням вимог ДСТУ Б В.2.5-82:2016, відповідно
НПАОП 0.00-4.12-05.
Під час роботи з електрообладнанням працівник зобов'язаний виконувати
ряд правил, а саме:
- при раптовому припиненні подачі електроструму потрібно негайно
вимкнути електрообладнання;
- категорично забороняється ремонтувати електрообладнання, вмикати та
вимикати його, якщо це не передбачено в ході роботи;
- категорично забороняється проводити будь-які перемикання на
головному розподільному щиті;
- не знімати запобіжні кожухи;
- у випадку виявлення неполагодженого електрообладнання,
вимірювальних приладів і дротів, терміново вимкнути напругу;
- у випадку враження електричним струмом слід терміново
звільнити потерпілого від дії струму і прийняти міри по наданню першої
допомоги, при необхідності викликати лікаря.
Лабораторія відноситься до приміщень з категорією вибухопожежо-
небезпеки типу В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016 «Визначення категорій
приміщень, будинків та зовнішніх установок за вибухопожежною та
пожежною небезпекою». Тому в даному приміщенні забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежонебезпечних ситуацій згідно з
«Правилами пожежної безпеки в Україні». План евакуації розміщений на стіні
з вільним доступом до неї. Для попередження пожеж в лабораторії
використовується електрична пожежна сигналізація променевого типу та
теплові датчики типу ИП-105-05 ПС у кількості 6 шт відповідно ДБН В.2.5.56-
2014 «Системи протипожежного захисту».
Приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-6, який
закріплений у підставці на стіні поряд з дверима, відповідно «Правил
експлуатації та типових норм належності вогнегасників».
Режим праці та відпочинку працівників визначається державними са-
нітарними правилами і нормами роботи з ПК - ДСанПіН 3.3.2-007-98. При
цьому враховуються насиченість і напруженість праці, вид і категорія
трудової діяльності.
Навантаження на організм в процесі праці, вимагаюче переважно фі-
зичних зусиль і відповідного енергетичного забезпечення, пов'язане пе-
реважно з інтенсивною роботою головного мозку, кваліфікують як на-
пруженість праці.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Працюючі з ПК підлягають обов'язковим медичним оглядам: попереднім
– при влаштуванні на роботу (навчання) і періодичним – протягом трудової
діяльності, відповідно до наказу МОЗ України № 246 від 21.05.2007 р.
Періодичні методичні огляди мають проводитися раз на два роки
комісією в складі терапевта, невропатолога та офтальмолога.
До складу комісії, що проводить попередні та періодичні медичні огляди,
при необхідності (за наявністю медичних показань), можуть залучатись до
оглядів лікарі інших спеціальностей.
Основними критеріями оцінки придатності до роботи з ПК мають бути
показники стану органів зору: гострота зору, показники рефракції, акомодації,
стану бінокулярного апарату ока тощо. При цьому необхідно враховувати
також стан організму в цілому.
Жінки, що працюють з ПК, обов'язково оглядаються акушером-
гінекологом один раз на два роки.
В результаті проведеного аналізу необхідно зробити висновок про те, що
найбільш важливим чинником, що впливає на безпеку праці співробітника
лабораторії є можливість його ураження електричним струмом. Тому
необхідно розробити систему захисного заземлення.
В результаті проведеного аналізу, дослідна лабораторія відповідає всім
нормам, за виключенням штучного освітлення. Для запобігання ушкодження
чи погіршення зору співробітника лабораторії, а відповідно і забезпечення
вищої продуктивності праці необхідно провести модернізацію системи
штучного освітлення.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
Раціонально виконане освітлення виробничих приміщень надає
позитивного психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
якості продукції та продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує
втому і травматизм на виробництві, зберігає високу працездатність в процесі
праці.
До освітлення надаються певні вимоги:
• освітлення на робочих місцях повинно бути достатнім для виконання
даної роботи;
• освітлення повинно бути рівномірним по робочій поверхні;
• на робочій поверхні не повинно бути тіні, особливо рухливої;
• в полі зору не повинно бути прямого і відбитого блиску;
• величина освітленості повинна бути постійною в часі;
• спектральний склад світла повинен відповідати характеру роботи;
• освітлювальні установки не повинні бути джерелом додаткових небез-
пек та шкідливостей;
• установки повинні бути економні, прості та надійні в роботі.
Для створення оптимальних умов зорової роботи слiд кiлькiсть та якiсть
освiтлення пов'язувати з кольоровим оточенням. Так, якщо интерьєр
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
зафарбований у темнi кольори, то для створення гарної освiтленостi необхiдно
використовувати бiльш потужнi джерела свiтла, оскiльки темнi поверхнi
поглинають значну частину свiтлового потоку та створюють контрастнi
світлотіні, що втомлюють очi. Причиною втомлюваності може служити також
надмiрна блискучiсть поверхней оточуючих конструкцій. Блискучі поверхні
створюють свiтловi блики, якi викликають тимчасове осліплення.
Нерiвномiрнiсть освiтлення та рiзна блискучiсть оточуючих предметiв
приводить до частої переадаптацiї очей пiд час роботи та внаслідок цього - до
швидких втомлення органiв зору. Тому добре освiтленi поверхнi, що
знаходяться в колi зору, краще зафарбовувати у кольори середньої
освітленості.
При освітленні виробничих приміщень використовують:
• природне освітлення, створене світлом неба;
• штучне, яке здійснюється за допомогою електричних ламп;
• сумісне освітлення, при якому недостатнє за нормами природне
освітлення доповнюють штучним.
Природне освітлення передбачається в приміщеннях з постійним
перебуванням людей у відповідності з вимогами ДБН В.2.5-28-2018
«Природне і штучне освітлення». Природне освітлення приміщень може бути
бічним (однобічним та двобічним), верхнім і комбінованим (бічне та верхнє)
освітлення.
За конструктивним виконанням штучне освітлення може бути загальним і
комбінованим (до загального додається місцеве, встановлене безпосередньо на
робочих місцях). Використання тільки місцевого освітлення забороняється.
Штучне освітлення за призначенням поділяється на:
• робоче, призначене для виконання виробничого процесу;
• аварійне, забезпечує мінімальне освітлення на робочому місці для
продовження роботи при відключенні робочого освітлення;
• евакуаційне, призначене для евакуації людей з приміщення при
відключенні робочого освітлення, встановлюється в місцях пе-
ресування людей;
• чергове, освітлення поза робочим часом.
В якості джерел світла для освітлення застосовують газорозрядні лампи і
лампи розжарювання.
Величина необхідного освітлення на робочих місцях виробничих
приміщень нормується за ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення».
При штучному освітленні нормується величина освітленості в люксах (Лк),
яка вибирається у залежності від характеристики зорової праці з урахуванням
найменшого розміру об'єкта розрізнення, фона, контрасту об'єкта розрізнення
з фоном. Наприклад, при роботі з вимірювальними приладами найменший
розмір об'єкта розрізнення визначається товщиною лінії градуювання шкали, а
при креслярських роботах - товщиною найменш тонкої лінії на кресленні. По
найменшому розміру об'єкта розрізнення визначається точність виконуваної
роботи (розряди з І по VІІI).
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
Розрахунок штучного освітлення на робочому місці.
Розрахунок штучного освітлення виконується за методом коефіцієнту
використання світлового потоку для приміщення лабораторії з такими
геометричними розмірами (довжина (А) – 8 м, ширина (В) - 4 м, висота – 3,2
м).
1. Основною задачею розрахунку штучного освітлення є визначення
необхідної кількості світильників N для забезпечення нормативного рівня
штучного освітлення за формулою:
EН S z K
N З
n FЛ (11.1)
де EН - нормоване загальне штучне освітлення, лк (Ен = 400);
Кз - коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації (для даного приміщень Кз = 1,5);
S = А·В - освітлюєма площа приміщення, м2 (А–довжина приміщення, В –
ширина приміщення), S = А·В = 8·4 =32 м2;
z - коефіцієнт мінімального освітлення; z=1,1;
n - кількість ламп у світильнику;
Fл - світловий потік лампи;
- коефіцієнт використання світлового потоку, відн. од.
2. Відповідно типу приміщення приймаємо світлодіодний тип
світильника, а саме світлодіодну панель Maxus assistance M1052480531 серії
LED Panel PRO.
3. Світловий потік світильника Fл відповідно до його потужності 80 Вт
становить (Fл = 8000 лм).
4. Визначення індексу приміщення і:
A B
i
(H 0,8) (A B) (11.2)
де А, В і Н – довжина, ширина та висота приміщення, м;
8 4
i 1,111
(3,2 0,8) (8 4)
5. Коефіцієнт використання світлового потоку залежить від групи
світильника та індексу приміщення i ( = 82 %).
6. Після визначення усіх параметрів, що необхідні для розрахунку
кількості світильників, розраховуємо N за формулою (11.1):
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
7. Отриману кількість N округлюємо до цілого значення в більшу
сторону, тобто необхідна кількість світильників становить 4 шт.
Рисунок 11.1 – Панель світлодіодна MAXUS ASSISTANCE PRO 595x1195
мм 80W
Світлодіодна панель Maxus assistance M1052480531 серії LED Panel PRO
– світильник нового покоління, незвичайні розміри якого дозволяють внести
нотку стильної оригінальності в строгі громадські простори.
Завдяки стабільному світловому потоку, відсутності пульсацій і
природній передачі відтінків цей світильник може застосовуватися в місцях
тривалого перебування людей. А універсальний лаконічний дизайн і якісно
виконані елементи конструкції дають можливість органічно вбудувати LED-
панель в інтер'єр будь-якого офісного, адміністративного чи житлового
приміщення.
Висока світлова ефективність, точна реалізація колірних параметрів і
захист від перепадів напруги в мережі сприяють ще більшому скороченню
витрат на освітлення протягом всього терміну служби світлодіодної панелі.
Доступність додаткових комплектів кріплення дозволять монтувати
світильник на будь-яку стелю. Сумісні аксесуари для монтажу: комплект
підвісного кріплення та рамка монтажна (для накладного монтажу).
Сфери застосування світлодіодної панелі: бізнес-центри, торгові зали,
аптеки, конференц-зали, службові приміщення, лікарні, заклади освіти, офісні
приміщення.
Фотометричні характеристики
- номінальна потужність – 80 Вт
- світловий потік – 8000 Lm
- температура світла – 5000 К
- світлова віддача – 100 Lm/W
- індекс кольоропередачі (Ra) – >83
Гарантійні характеристики
- температурний режим експлуатації – від 0 - до+40 °C
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
- термін служби – 40000 годКонструкція
- колір корпусу – білий
- форм-фактор – Panel
- матеріал корпусу – алюміній
- ступінь захисту від вологи – IP20
- спосіб кріплення – вбудований, накладний, підвісний
Електротехнічні характеристики
- коефіцієнт потужності (PF) – 0.95
- діапазон робочої напруги – 175-265 В
- напруга живлення– 220 В
- клас енергоспоживання – A+
- сила струму – 383 мА
Інші характеристики
- категорія – LED Панелі
- комплект поставки – світильник, кріплення, упаковка, тех.
документація
- регулювання освітленості (використання зі світлорегуляторами) – ні
- бренд – Maxus assistance
- за типом монтажу – в стелю Armstrong
За результатами проведеного розрахунку 6 світильників ЛСП 47М - 2×36
необхідно замінити на чотири світлодіодних панелі Maxus
assistance M1052480531 серії LED Panel PRO для того щоб в дослідницькій
лабораторії підтримувався рівень освітлення котрий відповідає вимогам ДБН
В.2.5-28-2018.
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків
: ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик о,В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Довідник із проектування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
14. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проектів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
18. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
19. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
20. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
21. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
22. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22354 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149