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/5719| Title: | Система електропостачання машинобудівного заводу |
| Authors: | Ситник, Олександр Олексійович Носенко, Олександр Григорович |
| 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 машинобудівного заводу. 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. У розділі «Індівідуальне завдання» розглянуто питання особливостей монтажу кабельних муфт. У розділі “Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств” зроблено розрахунок річної потреби в електроенергії заготівельного цеху підприємства. У розділв «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають на машинобудівному виробництві. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5719 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Носенко.pdf Restricted Access | 3.7 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 22001 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання машинобудівного заводу»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск3
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Носенко Олександр Григорович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СИТНИК
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ Вадим МАЛЬСЬКИЙ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Носенку Олександру Григоровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання машинобудівного заводу»
Керівник кваліфікаційної роботи Ситник Олександр Олексійович, д.т.н., професор
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
5100 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1600 МВА; 5. Розміри цеху –
66×38×12 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 75 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 972,4 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Особливості монтажу
кабельних муфт; 9. Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок річної потреби в
електроенергії заготівельного цеху заводу; 10. Охорона праці – Аналіз небезпек та
шкідливостей, що виникають на машинобудівному виробництві.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Особливості монтажу кабельних муфт
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок річної потреби в електроенергії
заготівельного цеху підприємства
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план заводу
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Олександр НОСЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СИТНИК .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Зміст
ВСТУП………………………………………………………………………........ 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ………………………………………….............. 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування………………………………… 9
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії……………… 10
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання…. 15
1.4 Характеристика джерела живлення……………………………………. 16
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ……………………….. 17
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів…… 18
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів………..………………………………… 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем……………………………………………………… 29
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції……………………………………………………………………... 30
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання……………………………………………………........... 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій…………………………………………………………………….. 31
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху ….……… 31
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства …………... 32
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)………………............ 35
3. ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ………………………………………… 40
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства………………... 40
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі…………………………………. 42
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП……………………….. 44
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ………………………………………………… 49
4.1 Вибір трансформаторів ГПП……………………………………………. 49
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності………………………………………… 53
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…………………. 57
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) КВ…………………………... 61
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі……………………………………………………………………….. 61
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж………………………........... 62
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розроб. Носенко О.Г, Літ Лист Листів
Перев. Ситник О.О, Система електропостачання 3 148
Т. контр.
машинобудівного заводу ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск3
Н. контр. Ключка К.М.
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В…..................................................................................................... 66
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………………………… 66
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках…………………………………………………………………………. 72
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………………………………. 76
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…………………………………. 83
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ……….……………….. 85
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………...……………….. 86
7.5 Вибір трансформаторів напруги………………………………………... 88
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………………………….. 89
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ……………. 90
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху …………………. 90
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем…………….. 91
8.2.1 Загальні відомості…………………………………………………. 91
8.2.2 Розрахунок освітленості……………………………………........... 92
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок………………… 94
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву…………. 102
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж………….. 102
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту………………………………………........................... 103
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги…………... 108
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ………….... 111
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В……….. 112
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової
струму трифазного КЗ…………………………………………...………. 116
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……………………………… 118
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………………………. 119
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………………………….. 119
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………………………… 122
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання…………………. 123
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції……………………………………………………………………... 124
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції……………………………………………………………………... 127
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – особливості монтажу кабельних муфт.. 132
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ СЕП ПРОМИСЛОВОГО
ПІДПРИЄМСТВА……………………………………………………………….. 137
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………………………………………………… 140
11.1 Аналіз основних небезпечних і шкідливих виробничих факторів,
що виникають на машинобудівному виробництві …………………………… 140
11.2 Основні заходи і засоби захисту фрезерувальників від дії
небезпечних чинників під час роботи …………………………………………. 141
11.3 Вимоги безпеки праці фрезерувальника перед початком роботи......... 142
11.4 Вимоги безпеки праці фрезерувальника під час виконання роботи…. 144
11.5 Вимоги безпеки праці фрезерувальника після закінчення роботи…… 146
11.6 Вимоги безпеки праці в аварійних ситуаціях…………………………. 146
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………………….. 147
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 5
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в
значної мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному
проєктуванні, точних розрахунках очікуваних електричних навантажень,
аналізі тенденцій у виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції
підприємства, тобто в використанні всього набору технологічних і технічних
засобів та способів, які має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна робота бакалавра присвячена саме розробці такої системи,
а саме електропостачанню машинобудівного заводу.
У ході проєктування з врахуванням умов проєктування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений електричний розрахунок цеху
механообробки, зроблені розрахунок і вибір мережі внутрішнього
електропостачання, вибір устаткування підстанцій.
У розділі «Індивідуальне завдання» розглянуто питання особливостей
монтажу кабельних муфт.
Розділ “Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств” присвячений розрахунку річної потреби в електроенергії
заготівельного цеху заводу.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що
виникають на машинобудівному виробництві.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. 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 проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні 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 проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до споживачів
електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу з
урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) 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 проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення
ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, 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.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Завод з виробництва віконної фурнітури, для якого проєктується система
електропостачання, відноситься до підприємств машинобудівної галузі
промисловості.
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1). Поруч із
заводом є розгалужена мережа автомобільних доріг та залізниць. Територія
підприємства займає площу 10,8 га на якій розташовано 8 виробничих, 2
допоміжних будівель та ГПП.
Надійність електроживлення залежить від прийнятої схеми
електропостачання, ступеня резервування окремих елементів системи
електропостачання (ліній, трансформаторів, електричних апаратів тощо).
Високовольтними споживачами електроенергії є асинхронні двигуни 380
кВ.
У галузі по виробництву віконної фурнітури споживачі переважно
відносяться до другої категорії за ступенем безперебійності живлення і
допускаються до нетривалих відключень електропостачання на час включення
резервного живлення діями обслуговуючого персоналу або виїзної оперативної
бригади.
До навантажень першої категорії відносяться пожежні насоси, аварійне
освітлення, пристрої зв'язку і пожежна сигналізація
Електропостачання підприємства з виготовлення віконної фурнітури
здійснюється від заводської ГПП, яка отримує живлення від енергосистеми за
двома повітряними ЛЕП. Розподіл електроенергії по заводським споживачам
здійснюється по кабельних лініях високовольтними КРУ 10 кВ і
трансформаторними цеховими підстанціями з низьковольтними КРУ 0,4 кВ.
Дане підприємство знаходиться в зоні помірного клімату, навколишнє
середовище нормальне.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є вісім цехових
комплектних трансформаторних підстанцій.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства будуть телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії
Розглянутий нами об'єкт є підприємством, що відноситься до галузі
народного господарства з безперервним технологічним процесом, а тому
враховуючи усі ці фактори є споживачем першої категорії.
Згідно «ПУЕ» до 1-ї категорії по резервуванню відносяться лише ті
електроприймачі, перерва в електропостачанні яких може викликати небезпеку
для життя і здоров'я людей чи нанести значний збиток, зв'язаний з
ушкодженням устаткування, масовим браком продукції чи тривалим розладом
складного технологічного процесу. Тільки ці електроприймачі повинні
забезпечуватися живленням від двох незалежних джерел, і перерви їхнього
електропостачання допускається лише на час автоматичного включення
резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи перерва в
роботі яких не приведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До таких таких відносяться: механообробний, термічний,
гальванічний, ковальний та заготівельний цехи.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно «ПУЕ» визначено, що таким є джерело, «на якому зберігається
напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому, зрозуміло, що
напруга цього джерела повинна бути на рівні достатньому для усталеної роботи
електроприймачів (не менш 0,6Uн ) протягом часу дії релейних захистів і
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві, з цього погляду
названі в згаданому визначенні «ПУЕ» незалежні джерела не можна вважати
цілком рівноцінними. Наприклад, при аварії на одній із двох секцій, що
живляться від незалежного джерела, чи при ушкодженні на одному з приєднань
до цієї секції може виникнути глибока посадка напруги на обох зв'язаних
секціях, хоч і короткочасно (на час дії захисту). Це може за певних умов
привести до порушення технологічного режиму, наприклад до зупинки обох
технологічних ліній, хоча вони і живляться від різних секцій, тобто формально
по «ПУЕ» від незалежних джерел.
Отже, справді незалежними є джерела, не зв'язані ні на приймальному
пункті, ні по живильній мережі. Цю обставину зокрема, потрібно враховувати
при проєктуванні схеми мережі, що живить високовольтні асинхронні
електродвигуни 380 В.
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї і 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступіней електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування розумно робить не на
підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових пунктах, до яких
приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих пунктів здійснюється
від різних підстанцій чи різних секцій підстанцій, і для переключення
застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат на
резервування, розподіл електричних навантажень по категоріях виконується по
електроприймачам, а не по цехах в цілому.
Відділення цехів чи окремі групи електроприймачів, що вимагають різного
ступеня надійності живлення електроенергією, розглядаються як об'єкти з
різними умовами резервування. При невеликому числі і потужності
електроприймачів 1-ї категорії для їхнього резервування рекомендується
застосовувати пересувні електростанції і підстанції, акумуляторні батареї, а
також перемички низької напруги від пунктів з незалежним живленням за
умови, автоматичного включення цих джерел.
Розглянемо характеристику на прикладі цеху механообробки, який є
споживачем другої категорії і тому припинення електропостачання може
привести до масового недовипуску продукції, простою електрообладнання ,
псування незакінчених виробів, що приводить до масового браку.
Електропостачання нашого цеху здійснюється від двохтрансформаторної
комплектної підстанції 630-10/0,4 кВ внутрішнього типу установки.
Сумарна встановлена середньозмінна потужність електроприймачів
встановлених в цеху складає 972,4 кВт активної потужності і 889,52 квар
реактивної потужності.
Електроприймачами в цеху є металообробні верстати різної потужності,
які живляться від мережі 0,38 кВ змінного струму. Все електроустаткування
працює від трифазної мережі частотою 50 Гц. Напруга системи освітлення
Uосв=0,38 кВ.
Режим роботи тельфера – повторно-короткочасний з тривалістю
ввімкнення ТВ = 60%, все інше обладнання працює у тривалому режимі.
Споживачами реактивної потужності в цеху є асинхронні двигуни
металообробних верстатів.
Нормальна робота електроустаткування залежить від якості електроенергії
системи живлення. У таблиці 1.1 наведено основні показники якості
електричної енергії та їх допустимі значення для мереж до 1000 В при
розрахунковому періоді 24 години відповідно до ГОСТ 13109-97 [13].
Усі металеві частини електрообладнання , що в нормальному режимі
роботи знаходяться не під напругою з'єднані між собою металевою полосою
яка в свою чергу нероз'ємно з'єднана з захисним заземлюючим контуром.
Кількість робочих змін-1.
Розміри цеху А х В х Н = 66X38X15 м., загальна площа цеху складає 2808
м2.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Електропостачання дільниці цеху механообробки за ступенем вибухо-і
пожежної безпеки можна віднести до безпечного, так як він не має приміщень,
де б містилися небезпечні речовини.
За електробезпекою цех належить до класу підвищеної небезпеки, так як в
цеху дуже багато струмоведучих частин, часток (пилу, стружки і т.д.) металу,
які осідають на електричне обладнання. Також можливе зіткнення
обслуговуючого персоналу одночасно з корпусом електричного обладнання і
конструкціями, пов'язаними із ними.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи: тривалий,
короткочасний і повторно-короткочасний.
Тривалий режим є основним для більшості електричних приймачів. Це
режим, при якому перевищення температури нагріву електроприймача над
температурою навколишнього середовища досягає певної величини яка
протягом години не змінювалася. У цьому режимі працюють всі верстати, печі,
насоси, компресори та вентилятори.
Короткочасний режим роботи характеризується невеликими включеннями
і тривалими паузами. У цьому режимі працюють допоміжні механізми
верстатів та іншого обладнання.
Повторно-короткочасний режим - це короткочасні періоди роботи, що
чергуються з паузами, при цьому періоди включення не на стільки великі, щоб
температура перевищила стале значення, але і при паузах не встигає охолонути,
в кінцевому підсумку досягаючи середньої величини.
План розміщення електричного обладнання цеху механообробки наведено
на рис. 1.1. та листі 5 графічної частини.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів. Групи верстатів утворюють окремі
відділення,електропостачання яких доцільно виконувати від власних
розподільчих пунктів.
Особливості розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення. В цеху втановлено
тельфер, який забезпечує потреби виробничого процесу.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – Розташування обладнання в цеху
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
Потужніст
позиції Кількість
Назва споживача (верстата) ь,
на ЕП, n, шт cosφ
кВт
плані
1 Агрегатно-розточний верстат 20 3 0,75
2 Агрегатно-свердлильний верстат 7 6 0,8
Безцентровий суперфінішний
3 22 1 0,6
верстат
Безцентровий шліфувальний
4 17,6 1 0,8
верстат
5 Вертикально-протяжний верстат 16,5 2 0,75
6 Вертикально-фрезерний верстат 14 4 0,8
Горизонтально-розточний
7 25 2 0,9
верстат
Горизонтально-фрезерний
8 14 7 0,75
верстат
9 Карусельно-фрезерний верстат 17 2 0,75
10 Конвеєр 11 1 0,77
12 Круглошліфувальний верстат 13 3 0,7
13 Обрізний прес 15 3 0,9
14 Плоскошліфувальний верстат 11 4 0,7
15 Поздовжньо-фрезерний верстат 15 2 0,8
16 Прес для осадки 13 1 0,84
17 Радіально-свердлильний верстат 11 6 0,8
18 Тельфер 14,6 1 0,85
19 Токарний універсальний верстат 19 3 0,8
20 Токарно-гвинторізний верстат 20 4 0,8
21 Токарно-карусельний верстат 15 2
Фрезерний центрувальний
22 7,5 2 0,8
верстат
23 Хонінгувальний верстат 7,5 2 0,8
11 Штамп 19 2 0,78
24 Штамп-автомат револьверний 3,2 1 0,81
25 Припливно-витяжна установка 6 10 0,85
Σ=75
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Підприємство має споживачів I, II і III категорій.
До складу підприємства входять наступні цехи: заготівельний,
механообробки, ковальний, термічний, гальванічний, а також цехи з
виробництва віконної фурнітури для дерев’яних, алюмінієвих та ПВХ вікон.
Найбільша потужність споживається термічним і механообробним цехами.
У заготівельному цеху здійснюють процес підготовки металу для
подальшої переробки його в механообробному та інших цехах виробництва. В
процес входять такі стадії як: розвантаження-навантаження заготовок,
сортування і різання металу.
Ковальний цех обладнаний молотами зусиллям до 1 тонни. Молоти
застосовуються для штампування деталей. Для переміщення заготовок по
території цеху застосовуються кран-балки.
У термічному цеху здійснюється термічна обробка металів – гартування,
відпуск тощо. Основними електроприймачами є індукційні печі низької
частоти, печі опору, транспортери тощо. Живлення відбувається від мережі
змінного струму напругою 380 В.
В механообробному цеху здійснюється механообробка заготовок за
допомогою металорізальних верстатів. Виробниче обладнання в цеху
рівномірно розташоване лініями вздовж приміщення відповідно до
технологічного процесу.
В приміщенні цеху передбачені інструментально-роздаточний склад,
склад напівфабрикатів та побутові приміщення, попередньо відведене місце
для внутрішньоцехової трансформаторної підстанції.
Для переміщення вантажів в цеху передбачений тельфер, у якості
міжопераційної транспортної системи використовується конвеєр. Для заїзду
автомобільного транспорту наявні ворота шириною 5,5 м. Напруга живлення
трифазна змінна 380 В.
У гальванічному цеху знаходиться обладнання для нанесення покриттів
методом хромування, цинкування і хімічного оксидування, виготовлення
табличок методом фотодруку. Для переміщення заготовок по території цеху
застосовуються кран-балки.
Цехи з виробництва віконної фурнітури для дерев’яних, алюмінієвих та
ПВХ вікон обладнані автоматичними лініями, промисловими роботами,
зварювальними установками тощо.
Електроосвітлення в цехах є однофазним споживачем. Напруга живлення
220 В. Всі світильники в цехах рівномірно розподілені на три фази, що дозволяє
зменшити миготіння джерел світла і зменшує несиметрію напруги цехових
мереж.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 Uс=110кВ;
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 25 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 900 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
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 усереднення ( 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, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
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 із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
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, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів 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.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ТВ – тривалість включення в частках 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.
n
Pном pном n 3 20 6 7 14 4 25 2 14 7 15 2 116
1
3 19 4 20 15 2 7,5 2 584 кВт.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg 584 1,73 1010,32 квар, (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
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні 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.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2pном 2 973,4
nе 88,5 89 шт.
pном max 22
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
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
n Коефіцієнт використання К
е в
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і 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
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 5840,6137,6 0,799,20,5
Кв, цеху
n 584137,699,233341114,660
Рном (2.7)
i
1
330,74340,65110,5514,60,6600,8
0,62.
584137,699,233341114,660
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Р
i ном
i
1
1 (584 0,6 137,6 0,7 99,2 0,5 33 0,74 34 0,65 (2.8)
110,5514,6 0,6 0,6 60 0,8) 605,65 кВт.
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 ((584,50,614,6 0,6) 1,73110,550,88
i i
і (2.9)
600,80,62 137,6 0,7330,7434 0,65 1,1799,20,51,33) 889,52квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою до 1
кВ визначається за формулою
S 2 2 2 2
роз Pроз Qроз (605,65) (889,52) 1076 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном max ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
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 електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3 Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
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 (2.16)
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 , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
значення інших параметрів приведено для фази а:
– Paв, 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);
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
p
p ном max ф pном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
К (b)
в(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
n (o)
e(o) .
3 pmax(o)
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ; (2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S P2 2
роз у роз у Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
не використовується, розрахунки однофазних електроприймачів не здійснюємо.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.3 – Розрахунок електричних навантажень (формa Ф 636–92)
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок використовуються наступні дані: тип світильника коефіцієнт запасу
кз, освітленість Еф, значення розрахункової висоти Н, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильників, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильника згідно [4] визначимо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Ртах.ос
визначмо згідно виразу:
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Ртах.ос
визначмо згідно виразу:
Р тах.ос кп Рп.ос.ф S ,
Рmax.oc 0,95 12,24 2508 29,16 кВт,
де кп =0,95 – коефіцієнт попиту освітлення [4]; S=2508 м2 площа приміщення;
Рп.ос.ф=3,78 Вт/м2 – питома фактична потужність освітлювальних установок,
визначається за формулою:
Еф кз.ф
Р п.ос.ф Рп.ос.табл к ,
100 к р
з.табл
300 1,4
Рn.o.ф 3,78 1,15 12,24 Вт
2 ,
100 1,5 м
де Р 2
п.ос.табл=3,8 Вт/м – питома потужність освітлювальної
установки,визначається за[4]; кз.ф =1,4 – коефіцієнт запасу фактичний для
виконуваного виду робіт[4]; кз.табл = 1,5 – коефіцієнт запасу табличний для
виконуваного виду робіт[4]; кр = 1,15 – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь
приміщення[4].
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Q тах.ос Ртах.ос tg0 ,
Qmax.oc 29,16 0,33 9,62 квар.
де tgφ = 0,33 відповідно соsφ = 0,95 характеристика освітлення приймається
згідно даних [4].
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху Рр, цеху Рр, ос. цеху 605,65 29,16 634,8 кВт, (2.20)
Q0,38 цеху Qр, цеху Qр, ос. цеху 889,52 9,62 899,2 квар. (2.21)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження S ТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2 2 2
SТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 634,8 899,2 1100,9кВА. (2.22)
та заносимо у графу 12 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.20) – (2.22) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху S ТП та отримані значення заносимо у
і
таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко=0,9.
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
S 2 2
ННГПП Ко P0,4цеху Q
i 0,4цеху 0,9 (5512,64) (4072,36) 6168,3. (2.23)
i
i i
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по машинобудівному заводу, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 6168,3 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Таблиця 2.4 – Відомості про електричні навантаження підприємства
Найменування цеху Рр цех, Рр.ос, Р0,38цех Qр.цех, Qр.ос, Qр.0,38, SТП,
(цехова підстанція) кВт кВт кВт квар квар квар кВА
Заготівельний цех (ТП-1) 895,4 73,15 968,55 492,7 16,3 509 1094,1
Цех механообробки(ТП-2) 605,65 29,16 634,81 889,52 9,62 899,14 1100,9
Ковальний цех (ТП-3) 530 18,3 548,3 221,5 12,6 234,1 596,2
Механічний цех № 1 (ТП- 510,64 21,93 532,57 372,7 5,5 378,2 653,2
4)
Гальванічний цех (ТП-5) 340,31 89,87 430,18 219,3 15,1 234,4 489,9
Термічний цех (ТП-6) 1600,27 101,1 1701,37 1289,7 17,4 1307,1 2066,2
Механічний цех № 2 (ТП- 410,56 8,01 418,54 278,92 6,4 285,32 500
7)
Складальний цех(ТП-8) 205,35 73,15 278,5 193,5 31,6 225,1 358,1
Разом 5512,64 4072,36 6858,6
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють у
вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦІН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. 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 r2 m ,
i
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
i
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.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Оскільки при проєктуванні 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.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.24)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.25)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху механообробки вказані
параметри картограми електричних навантажень
Р
r р0,38 634,81
i 45 мм.
3,14 m 3,14 0,1
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження
Найменування m , ,
ñ.í осв. ,
об’єкта Рр, Рр.ос, Р0,4 цех, r , мм
кВт/мм2 i
кВт кВт кВт град град
1 2 3 4 5 6 7 8
Заготівельний цех 895,4 73,15 968,55 0,1 333,8 27,2 55,5
(ТП-1)
Цех механообробки 605,65 29,16 634,81 0,1 343,5 17,5 45,0
(ТП-2)
Ковальний цех 530 18,3 548,3 0,1 348 12 41,8
(ТП-3)
Механічний цех № 510,64 21,93 532,57 0,1 344,7 15,3 41,2
1 (ТП-4)
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.5
1 2 3 4 5 6 7 8
Гальванічний цех 340,31 89,87 430,18 0,1 284,8 75,2 37,01
(ТП-5)
Термічний цех 1600,27 101,1 1701,37 0,1 338,6 22,4 73,6
(ТП-6)
Механічний цех № 410,56 8,01 418,54 0,1 351,2 8,8 36,5
2 (ТП-7)
Складальний 205,35 73,15 278,5 0,1 265,4 94,6 30,3
цех(ТП-8)
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.26)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.27)
n
Pp
i
i 1
де Х, Y – координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26),
(2.27) заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
Х i1 948631,1
172,1 м,
n
P 5512,82
p.i
i1
n
(Pp yi )i 1120289
Y i1 203,2 м.
n
P 5512,82
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН підприємства
Найменування Рр, Рр.ос, Р0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X, Pр0,38Y,
об’єкта (ТП) кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
Заготівельний цех
895,4 73,15 968,55 100 257 96855 248917,35
(ТП-1)
Цех
механообробки 605,65 29,16 634,81 75 68 47550 43112
(ТП-2)
Ковальний цех
530 18,3 548,3 60 60 32880 32880
(ТП-3)
Механічний цех
510,64 21,93 532,57 150 90 78535,5 47931,3
№ 1 (ТП-4)
Гальванічний цех
340,31 89,87 430,18 200 265 86034 113997,7
(ТП-5)
Термічний цех
1600,3 101,1 1701,37 260 290 442356,2 493397,3
(ТП-6)
Механічний цех
410,56 8,01 418,54 260 135 108820,4 56502,9
№ 2 (ТП-7)
Складальний
205,35 73,15 278,5 200 300 55600 83550
цех(ТП-8)
5512,82 948631,1 1120289
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції потрібно
вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних потоків
енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого ЦЕН та
інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а й менування Рном.і, X, Y,
хі, м Р
плані кВт ном.і∙хі уі, м Рном.і∙уі м м
Токарний універсальний
19.1 19 1,77 33,63 32,05 608,95
верстат
Плоскошліфувальний
14.1 11 4,88 53,68 31,53 346,83
верстат
Горизонтально-
8.1 14 8,51 119,14 31,73 444,22
фрезерний верстат
Плоскошліфувальний
14.2 11 12,19 134,09 31,53 346,83
верстат
Круглошліфувальний
12.1 13 15,88 206,44 31,53 409,89
верстат
Токарно-карусельний
21.1 15 2,09 31,35 25,54 383,1
верстат
Радіально-свердлильний
17.1 11 5,13 56,43 25,72 282,92
верстат
Вертикально-
6.1 14 8,06 112,84 25,53 357,42
фрезерний верстат
7.1 Горизонтально- 25 12,59 314,75 26,22 655,5
розточний верстат
19.2 Токарний 19 16,43 312,17 26,04 494,76
універсальний верстат
21.2 Токарно-карусельний 15 2,09 31,35 18,77 281,55
верстат
17.2 Радіально- 11 5,13 56,43 18,95 208,45
свердлильний верста
6.2 Вертикально- 14 8,06 112,84 18,76 262,64
фрезерний верстат
7.2 Горизонтально- 25 12,59 314,75 19,45 486,25
розточний верстат
19.3 Токарний 19 16,43 312,17 19,27 366,13
універсальний верстат
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
25.1 Припливно-витяжна 6 18,58 111,48 35,44 212,64
установка
25.2 Припливно-витяжна 6 0,67 4,02 22,4 134,4
установка
Обрізний прес
13.1 15 35,47 532,05 21,15 317,25
16 Прес для осадки 13 39,25 510,25 20,92 271,96
Штамп-автомат
24 3,2 42,22 135,104 20,95 67,04
револьверний
13.1 Обрізний прес 15 45,93 688,95 21,85 327,75
Безцентровий
4 17,6 50,05 880,88 21,81 383,86
шліфувальний верстат
Безцентровий
3 22 53,52 1177,44 21,55 474,1
суперфінішний верстат
Карусельно-фрезерний
9.1 17 34,4 584,8 32,26 548,42
верстат
Плоскошліфувальний
14.3 11 37,68 414,48 31,69 348,59
верстат
Агрегатно-свердлильний
2.1 7 40,91 286,37 31,31 219,17
верстат
Вертикально-протяжний
5.1 16,5 44,01 726,165 32,27 532,455
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.2 14 47,87 670,18 31,97 447,58
верстат
Агрегатно-розточний
1.1 20 52,27 1045,4 31,97 639,4
верстат
23.1 Хонінгувальний верстат 7,5 56,26 421,95 31,35 235,125
Карусельно-фрезерний
9.2 17 34,4 584,8 26,78 455,26
верстат
Плоскошліфувальний
14.4 11 37,68 414,48 26,21 288,31
верстат
Агрегатно-свердлильний
2.2 7 40,91 286,37 26,27 183,89
верстат
Вертикально-протяжний
5.2 16,5 44,01 726,165 27,1 447,15
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.3 14 47,87 670,18 26,79 375,06
верстат
Агрегатно-розточний
1.2 20 52,27 1045,4 26,93 538,6
верстат
23.2 Хонінгувальний верстат 7,5 56,26 421,95 26,32 197,4
Припливно-витяжна
25.3 6 32,05 192,3 35,4 212,4
установка
Припливно-витяжна
25.4 6 57,83 346,98 35,4 212,4
установка
Припливно-витяжна
25.5 6 57,83 346,98 23,57 141,42
установка
10 Конвеєр 11 44 484 18,78 206,58
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Агрегатно-свердлильний
2.3 7 2,37 16,59 9,02 63,14
верстат
Поздовжньо-фрезерний
15.1 15 6,08 91,2 9,51 142,65
верстат
Агрегатно-свердлильний
2.4 7 9,75 68,25 9,02 63,14
верстат
Радіально-свердлильний
17.3 11 12,7 139,7 9,32 102,52
верстат
Агрегатно-свердлильний
2.5 7 2,37 16,59 4,26 29,82
верстат
Поздовжньо-фрезерний
15.2 15 6,08 91,2 4,74 71,1
верстат
Агрегатно-свердлильний
2.6 7 9,75 68,25 4,26 29,82
верстат
Радіально-свердлильний
17.4 11 12,7 139,7 4,56 50,16
верстат
18 Тельфер 14,6 15,5 226,3 6,49 94,754
Припливно-витяжна
25.6 6 0,67 4,02 7,5 45
установка
Припливно-витяжна
25.7 6 13,36 80,16 7,5 45
установка
11.1 Штамп 19 18,65 354,35 7,97 151,43
13.2 Обрізний прес 15 22,53 337,95 8,17 122,55
Фрезерний центрувальний
22.1 7,5 26,89 201,675 8,07 60,525
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.4 14 30,88 432,32 8,21 114,94
верстат
Токарно-гвинторізний
20.1 20 34,24 684,8 8,28 165,6
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.6 14 37,58 526,12 8,34 116,76
верстат
Радіально-свердлильний
17.5 11 40,78 448,58 8,39 92,29
верстат
Круглошліфувальний
12.2 13 44 572 8,07 104,91
верстат
Токарно-гвинторізний
20.3 29 47,5 1377,5 8,06 233,74
верстат
Вертикально-фрезерний
6.3 14 50,89 712,46 8 112
верстат
11.2 Штамп 19 18,65 354,35 3,41 64,79
13.3 Обрізний прес 15 22,53 337,95 3,6 54
Фрезерний центрувальний
22.2 7,5 26,89 201,675 3,51 26,325
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.5 14 30,88 432,32 3,64 50,96
верстат
Токарно-гвинторізний
20.2 20 34,24 684,8 3,72 74,4
верстат
Горизонтально-фрезерний
8.7 14 37,58 526,12 3,77 52,78
верстат
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Радіально-свердлильний
17.6 11 40,78 448,58 3,83 42,13
верстат
Круглошліфувальний
12.3 13 44 572 3,5 45,5
верстат
Токарно-гвинторізний
20.4 29 47,5 1377,5 3,49 101,21
верстат
Вертикально-фрезерний
6.4 14 50,89 712,46 3,34 46,76
верстат
Припливно-витяжна
25.8 6 24,76 148,56 0,75 4,5
установка
Припливно-витяжна
25.9 6 36,15 216,9 0,75 4,5
установка
Припливно-витяжна
25.10 6,00 53,36 320,16 0,75 4,5
установка
Σ 987 28834,27 16937,9 29,3 17,2
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.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо.
Враховуючи всі вище вказані фактори які впливають на місце
розташування КТП, враховуючи також розрахований ЦЕН розташовуємо КТП
як найближче до ЦЕН.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
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:
- 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 приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних вимог
до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” – прохідну
двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при необхідності
збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні) на ВЛ в
нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку навантажень,
приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
S 0.9 (5512,64 123,4)2 (4072,36 616,83)2
ВН ГПП 6598,5 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Рт 0,02 Sпр 0,02·6168,3 123,4 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·6168,3 616,83 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП 6598,5
роз 17,34 А (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
Іроз 17,34
F = 12,4 мм2
ек ,
jек 1,4
де jåê =1,4 – нормоване значення економічної густини струму (А/мм2).
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
17,34 А < 1∙172 А,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к =1 – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
2∙17,34 А < 1∙1,25∙172 А;
34,6 А< 215 А;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід марки АС-35/6,2 Ідоп = 172 А з мінімальним перерізом повітряної лінії
110 кВ за умовою корони, що складає Fст=35 мм2 (згідно механічної міцності,
місцем розташування підприємства, величини стінки ожеледі та її товщиною).
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х повітряної
лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою 220 кВ і
вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U/ / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
На рисунку 3.3 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.5)
R0 = 0,85 Ом/км, X 0 =0,3 Ом/км при Dср = 0,4 м,cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 25 км для провода марки АС-35/6,2:
R R0 L , R 0,8525 =21,25 Ом,
X X 0 L , X = 0,325= 7,95 Ом.
U/
ô 17,34 (21,25 0,8 7,95 0,64) 383,2 В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U/ /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.6)
U/ /
ô 21,4 21,95 29 7,95 239,18 В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU //
ф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX IpR) Uф1 e
j ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ )2 (U/ / 2
ф1 ф2 ф ф ) , (3.8)
Uô1 (110000 383,2)2 (239,18)2 110383,5В,
та його фаза
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
U/ /
239,18
arctg ô
/ 0,002 . (3.9)
Uô 2 Uô 110000 383,2
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uô Uô1 Uô 2 110383,5110000 383,5 В. (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U// 3 U//
ô 3 Ii ri cosi Ii xi sini 1,73383,5 663,5. (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
/ P³R Q³X P³R Q X
U 3 (Ia R Ip X) ³
U³ Uí î ì , (3.12)
1,73 21,4 21,95 29 7,95 413,8
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
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
X cp / / /
0 0,144 lg 0,0157 Õ0 Õ0 , (3.14)
rï ð
0,4
X0 0,144 lg 0,0157 1 0,3 Ом/км
4,4
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 (3.15)
D 3
cp 0,4 0,4 0,4 0,4 м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
rпр
F F
1,151,20 cт , (3.16)
36,94 6,16
rпр 1,2 4,4 мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
30
R0 0,85 Ом.
35
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 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Pі 5512,64 Qі 4072,36
Ia 29А; Ip 21,4А. (3.18)
3 Uі 1,73 110 3 Uі 1,73 110
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [4]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не
більше 6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02·6168,3 123 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·6168,3 616,833 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р 2 2
0,38цеху i Ртр ) (Q Q ); (4.3)
0,38цеху i тр
S 0.9 (5512,64 123)2
ВН ГПП (4072,36 616,833)2 6598,5 кВ А.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
6598,5
Sтр 4713,2 кВА.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна
(± 10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки вибираємо для
установки на ГПП два трансформатори номінальною потужністю 6300 кВА,
які можуть працювати із допустимим перевантаженням Kз 1,08з напругами
UВН = 110 кВ; UНН=10 кВ. Марка вибраного нами трансформатора ТМН-
6300/110-У1 (P0=10 кВт, Рк=44 кВт, Uк=10,5 %, Kз 0,68 ). Коефіцієнт
завантаження в післяаварійному режимі складе K з.а 1,37, що згідно 8
допустимо впродовж 12 годин.
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 Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень
(рисунок 4.1).
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S кВА
Sн.тр
7000
6500Sмакс
6000
5500 5919
5000
5327
4500
4735
4000
4258
3500 4143
3000 3551 3551
2500 2959
2000 2367 2367 2367
1500
1776 1776
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
i ti )1
К 1i
І n 0,58 (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора шт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
n
(S 2
i t
1 i )
К 1i
1 0,42 .
S n
н.тр ti
i1
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
m
(S 2
i t
1 i )
К2
1i
m 0,42; (4.6)
Sн.тр ti
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
К np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
`` 0,9 6598,5
К2 0,94 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,94.
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 = 6300 кВ∙А 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
SномТ np(6 ст.) . (4.7)
2
6300 3299,25
По-друге, повинна також виконуватися умова
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
S np(6 ст.).а
ном Т , (4.8)
К2.а
6300 4713,2 .
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.
На основі проведених розрахунків обраний нами трансформатор може
систематично перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому та
другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху
механообробки
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП2 – в даному випадку максимальне навантаження ремонтного цеху, кВА; S –
площа приміщення, м2.
1100,9
S 0,44 кВА
2
2508 м
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР , що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 2, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
634,81
Nmin 0,56 2 шт ,
0,75 630
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Nе N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к 2 2
max .T е з.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S 1100,9
кз.ф мТП , к 0,9 .
Ne S
з.ф
н.тр 2 630
Qmax.T (2 0,9 630)2 634,812 893,7 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q Q _
НК1 м0,38 QmaxТ ;
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 899,4 893,7 5,7 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК] ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _
HK 2 Qм Q N S ; (4.14)
0,38 HK1 е н.тр
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1 К2,
схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної мережі
визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок 4.9. для
двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на яких
К
відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
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, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 899,4 5,7 0,44 2 630 339,3квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 ,
QНК=5,7+339,3=345 квар.
Таким чином , за результатами розрахунків вибираємо дві конденсаторні
установки марки УКМ58-0,4-200 33,3 У3, Qном = 200 квар з мінімальним кроком
регулювання 20 квар.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 4.1 – Вибір кількості та потужності цехових трансформаторів та
НБК
№ ТП Р0,38, Q
0,38, SТП, Ne Sн. т, QНК1, QНК2, QНК∑, NНКБ Тип НБК QНКф
кВт квар кВ∙А шт кВ∙А квар квар квар шт квар
ТП-1 968,55 509 1094,1 2 1000 0,93 148,7 149,63 2 УКМ58-0,4- 150
75 У1
ТП-2 634,81 899,14 1100,9 2 630 5,7 339,3 345 2 УКМ58-0,4- 400
200 33,3 У3
ТП-3 548,3 234,1 596,2 1 630 234,8 -114,1 120,7 1 УКМ58-0,4- 125
125 У1
ТП-4 532,57 378,2 653,2 2 630 378,2 25 403,2 2 УКМ58-0,4- 400
200 У1
ТП-5 430,18 234,4 489,9 1 630 234,4 -113,4 121 1 УКМ58-0,4- 125
125 У1
ТП-6 1701,4 1307,1 2066,2 2 1600 1172 -441 731 2 УКМ58-0,4- 750
375-25 У3
ТП-7 418,54 285,32 500 2 400 273,5 -132,2 141,3 2 УКМ58-0,4- 150
75 У1
ТП-8 278,5 225,1 358,1 1 400 225,1 -72 153,1 1 УКМ58-0,4- 150
150 У1
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в вузлах
мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної потужності,
яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в режимі
найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності генераторів
власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в мережах на
напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної потужності
перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму роботи
системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
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.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Qвк 0,89 4072,36 619 900 2250 1093,4квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ56-10,5 600 К. Сумарна ємність двох
блоків статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1200 квар, при номінальній
напрузі живлення 10,5 кВ.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. 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
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II 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.
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'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проєкті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ:
- збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
- річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
- амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
- для схеми без додаткового розподільчого пункту:
- збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
- збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
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
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 = Рi max 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП-1
Рmax 10 = 968,55+ 0,02 1000=955,55 кВт
Qmax 10= 509+ 0,11000 609 , квар.
S 2
Л _ ТП1 955,55 6092 787,9кВА.
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор живиться
1 1
по окремої лінії, для двотрансформаторних заносимо значення Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням
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;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р
0,38, Q0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП-1 (2 транс.) 968,55 509 1000 955,55 609 787,9
ТП-2 (2 транс.) 634,81 899,14 630 647,41 962,14 1159,7
ТП-3 (1 транс.) 548,3 234,1 630 561 297 634,7
ТП-4 (2 транс.) 532,57 378,2 630 545,2 441 701,2
ТП-5 (1 транс.) 430,18 234,4 630 442,78 270,4 518,8
ТП-6 (2 транс.) 1701,4 1307,1 1600 1733,4 1467,1 2270,9
ТП-7(2 транс.) 418,54 285,32 400 426,5 325,3 536,4
ТП-8 (1 транс.) 278,5 225,1 400 295,4 265,1 396,9
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 .
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
U= 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.
Для ГПП-ТП-1, який обрано у якості прикладу
787,9
Iр.Л,(ТП1) 45,5 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 45,5
Fек 32,5 мм2.
jек 1,4
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-1.
За допомогою отриманих даних обираємо (таблиця 3.8 [12]) в кожній з 2-х
ліній два кабелі типу АСБГ(3х35), Iном.каб 115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
45,5 115 1,05 0,9 108,7А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП-1
787,9
сosφ= 0,82 , sinφ=0,73
955,55
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу
ГПП–ТП-1, буде
U 1,7345,50,072 1,24 0,82 0,099 0,73 6,16 %В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 6,16 0,05 Uном 50 % .
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані заносимо в
таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП LКЛ, Sл, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята Марка кабелю
м кВ∙А А мм2 А F, мм2
ГПП-ТП-1 72 787,9 45,5 32,5 112 35 АСБГ(3х35)
ГПП-ТП-2 234 1159,7 67,03 47,88 149 50 АСБГ(3х50)
ГПП-ТП-3 549 634,7 37,7 26,2 112 35 АСБГ(3х35)
ГПП-ТП-4 485 701,2 40,5 28,9 112 35 АСБГ(3х35)
ГПП-ТП-5 196 518,8 30 21,4 90 25 АСБГ(3х25)
ГПП-ТП-6 393 2270,9 131,3 93,8 213 95 АСБГ(3х95)
ГПП-ТП-7 315 536,4 31 22 90 25 АСБГ(3х25)
ГПП-ТП-8 192 396,9 22,9 16,4 75 16 АСБГ(3х16)
ГПП-БСК-10 10 600 34,7 24,8 90 25 АСБГ(3х25)
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [15]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та допустимості
того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ –
симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же
послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [15].
6.1 Вихідні дані для розрахунків
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 [13].
Для вирішення більшості практичних завдань проєктування 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
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 66
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [14]:
- виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
- вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
- проєктування 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;
- проєктування заземлювальних пристроїв;
- визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
- вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
- аналіз аварій в електроустановках;
- проведення різних випробувань у СЕП.
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 проєктування 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.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розрахунок ведемо згідно чинного Держстандарту [15] 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 Еі, Ui, Іі та опору zi ,елемента в
іменованих одиницях з і-го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1,n2,...,nm, здійснюється за співвідношеннями:
Е Еi n1 n2 nm ; (6.1)
U Ui n1 n2 nm ; (6.2)
I
I i (6.3)
n1 n2 nm ;
z zi (n1 n2 nm )2 ; (6.4)
де E, U, I, z - зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри якого зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E*(ном) ,U*(ном) , I*(ном) та опір
z*(ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужністьSном на і-м у ступені напруги), то їхні
зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях виміру
встановлюють за виразами:
Е Е*(ном)i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
U U*(ном)i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I І ном
*(ном)i (6.7)
3 Uном n1 n2 nm ;
U2
z z ном
*(ном)i (n1 n2 n
2
m ) ; (6.8)
Sном
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
U
z z ном (n 2
*ном 1 n2 nm ) ; (6.9)
3 Іном
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.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15, 16]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
- номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1600 МВ • А;
- довжина повітряної лінії lпл=25 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 хкабпит= 0,099 Ом/км; гкаб.пит=1,24 Ом/км [16]
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
- номінальна потужність Sном.Т =6,3 МВ А;
- напруга КЗ Uкз=10,5%;
U 115
- фактичний коефіцієнт трансформації n ном В
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 1.7). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде наступним:
I ступень, (основна): Хс , Хпл
II ступень: Хт , Х2 , Х5 , Х10 , R2 , R5 , R10 ,
де Хт - індуктивний опір силового трансформатора,
Х2,Х5,Х10,R2,R5,R10 – індуктивний та відповідно активний опори кабельних
ліній Л2, Л5, Л10.
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
c 2 (110 103)2
Xc (n) (1)2 7,56 Ом
S 6
кз 1600 10
- приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
Х 2
ПЛ lПЛ,пит (n) 25 0,4 (1)2 10 Ом;
- приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
U U2 10,5 (11 103)2 2
X кз ном.Н 2 115
Т (n) 220,4 Ом;
100 S 100 6,3 106
номТ 11
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
2 115
X2 хкаб.пит LКЛ2 n 0,099 0,234
2,53 Ом;
11
- приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
2 115
X5 хкаб.пит LКЛ2 n 0,099 0,518
5,6 Ом;
11
- приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л7
2
2 115
X х
7 каб.пит LКЛ2 n 0,099 0,315 3,4 Ом;
11
- приведений до основного ступеня активний опір кабельної
лінії Л2
2
2 115
R
2 rкаб.пит LКЛ2 n 1,24 0,234 31,7 Ом;
11
- приведений до основного ступеня активний опір кабельної
лінії Л5
2
2 115
R5 rкаб.пит LКЛ2 n 1,24 0,518
70,2 Ом;
11
- приведений до основного ступеня активний опір кабельної
лінії Л7
2
2 115
R
7 rкаб.пит LКЛ2 n 1,24 0,315 42,7 Ом;
11
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення методом
точного зведення в іменованих одиницях.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів 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 U, I, z буде мате вид:
U
IКЗ = ,
z
де IКЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
z – 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 B.
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (1 ступень). Для другого ступеня напруги
СЕП натуральні значення струму та напруги визначають перерахуванням за
відповідними коефіцієнтами трансформації трансформаторів між шуканим і
основним ступенями, а саме
IКЗ,i =IКЗ,i n.
Позначимо Z (К1) Z (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:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ZÊ1 XÊ1 XC +XÏ Ë =7,56+10=17,56 Î ì .
Точка короткого замикання К2:
ZÊ 2 XÊ 2 XC +XÏ Ë +XÒ=7,56+10+220,4 238 Î ì .
Точка короткого замикання К3:
ZÊÇ X2
ÊÇ (R 2
2) (X +X 2 2
C Ï Ë +XÒ+X2) (R2 ) =
= (7,56+10+220,4+0,866)2 (10,4)2 249 Î ì .
Точка короткого замикання К4:
Z X2
Ê 4 Ê 4 (R5)2 (XC +X 2
Ï Ë +XÒ+X5) (R 2
5) =
= (7,56+10+220,4+1,082)2 (13,55)2 249,4 Î ì .
Точка короткого замикання К5:
Z X2
Ê5 Ê5 (R )2
10 (X 2 2
C +XÏ Ë +XÒ+X10 ) (R10) =
= (7,56+10+220,4+4,328)2 (54,2)2 258 Î ì .
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1
U 63510
IÊÇ(Ê1) = = 2304,4 À.
zÊ1 17,56
Точка короткого замикання К2
U 63510
IКЗ(К2) = = 256,1 А.
zК2 248
Точка короткого замикання К3
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
U 63510
IКЗ(К3) = = 255,06 А.
zК3 249
Точка короткого замикання К4
U 63510
IКЗ(К4) = = 254,65 А.
zК4 249,4
Точка короткого замикання К5
U 63510
IКЗ(К5) = = 246,16 А.
zК5 258
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
- точка короткого замикання К1:
І =IКЗ(К1) n1=2304,4 1 2304,4 А.
КЗ(К1)
- точка короткого замикання К2:
115
І =IКЗ(К2) n2 =256,1 2677,4 А.
КЗ(К2) 11
- точка короткого замикання К3:
І =IКЗ(К3) n2 =255,06 10,455 2666,6 А.
КЗ(К3)
- точка короткого замикання К4:
І =IКЗ(К4) n2 =254,65 10,455 2662,4 А.
КЗ(К4)
- точка короткого замикання К5:
І =IКЗ(К2) n2 =246,16 10,455 2573,6 А.
КЗ(К5)
Таким чином, нами розраховані шукані величини І І точним
КЗ(К1) КЗ(К5)
методом в іменованих одиницях.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Розрахуємо ударний струм короткого замикання. При розрахунку ударного
струму вважають [15, 16]:
- ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
- 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
( )
іу 2 Іп0 (1 е Та ) 2 Іп0 ky ,
де ку - 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
( )
Т
іу 2 Іп0 (1 е а,ек ),
де Та ек - еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму
К3,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 ( )
іу У 2 Т
І а,i
п0i (1 е ),
i1
де Іп0і - 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:
іу(К1) 2 ky ІКЗ(К1) 2 1,8 2304,4 5866 А,
- точка короткого замикання К2:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
іу(К2) 2 ky ІКЗ(К2) 2 1,8 2677,4 6816 А,
- точка короткого замикання К3:
іу(К3) 2 ky ІКЗ(К3) 2 1,8 2666,6 6788 А,
- точка короткого замикання К4:
іу(К4) 2 ky ІКЗ(К4) 2 1,8 2662,4 6777,4 А,
- точка короткого замикання К5:
іу(К5) 2 ky ІКЗ(К5) 2 1,8 2573,6 6551,3 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
Zу ,Ом 27,56 248 249 249,4 258
ІКЗ ,А 2304,4 256,1 255,06 254,65 246,16
ІКЗ ,А 2304,4 2677,4 2666,6 2662,4 2573,6
іу ,А 5866 6816 6788 6777,4 6551,3
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 [15, 16].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
У схема заміщення (рисунок 6.4) 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 МВА, базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб1=110 кВ, базисний струм на цьому ступені буде
Sб 100 106
Iб 525 А.
3 U 3 110 103
б,1
Модуль I(1)
ÊÇ1 повного струму однофазного КЗ має зв'язок зі струмом I(1)
ÊÇ1
прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
I(1)
ÊÇ 3 I(1)
ÊÇ1. (6.10)
У свою чергу, струм I(1)
ÊÇ1прямої послідовності однофазного КЗ може бути
визнано за допомогою метода симетричних складових, основне співвідношення
якого у загальному вигляді має вид
E
I(n) A
ÊÇ1 , (6.10а)
j(X1 X(n) )
де E A – сумарна ЕРС джерел енергії;
X1 – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
X(n)
– додатковий індуктивний опір, що визначається видом несиметричного
КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової послідовності.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для нашого випадку
I(n) E*
ÊÇ1 I , (6.11)
X*1 X á
*2 X*0
де X*2 – індуктивний опір зворотної послідовності;
X*0 – індуктивний опір нульової послідовності.
U
Величина Å c
* , тоді з урахуванням цього формула (6.11) прийме вид
Uá ,1
I
²(n) á
ÊÇ1 (6.11а)
X*1 X*2 X*0
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:
X*1 X*2 (6.12)
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії X*0,ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії X*1,ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
X*0,ПЛ n X*1,ПЛ
Величина коефіцієнту п залежить від конструктивного виконання лінії і
для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3. Таким чином,
X*0,ПЛ 3 X*1,ПЛ . (6.13)
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Формулу для визначення модуля I(1)
КЗ1 повного струму однофазного КЗ:
І(n) 3
КЗ1 . (6.14)
X*1 X*2 X*0
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний індуктивний
опір нульової послідовності X*0 .Величина X*0 складається з опору
нульової послідовності системи X*0,C , опору нульової послідовності повітряної
лінії X*0,ПЛ , а також опору нульової послідовності двообмоткового
трансформатора X*0,Т , обмотки якого з'єднані за схемою Y0/∆.
Опір X*0,Т залежить від конкретної схеми з'єднання обмоток [13] і для
нашого випадку:
U
X кз
*0,Т X*1,Т X*Т 0,105
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії X*0,Ï Ë , визначено
формулою (6.13). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова, а
саме опір нульової послідовності системи X*0,C . Для визначення цієї величини
використаємо відоме співвідношення (6.13), але записане не для точки А, а для
короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(n) 3
КЗ.С Іб. (6.15)
X*1С X*2С X*0С
У виразі (6.15) нам відомі Іб, індуктивні опори прямої та зворотної
послідовності системи, а саме
S(3)
X б
*1,С X*2,С X*С . (6.15a)
S(3)
КЗ
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Використовуючи (6.15) та (6.15а), отримаємо
І
2X*С X*0С 3 б
І(1)
КЗС
або
І
X б
*С 3 2 X*С . (6.16)
І(1)
КЗС
Скористуємося далі відомим співвідношенням, що встановлює зв'язок
між потужністю трифазного та однофазного коротких замикань:
S(1) k S(3)
КЗ КЗ , (6.17)
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.
Підставляючи у співвідношення (6.17) замість І (1)
К З.С його значення
(1) S(1) (3)
I КЗС k S
КЗС
КЗС
3 UС 3 UC
Отримаємо:
І 3 U 3
X б C
*0С 3 2X X 2X .
k S(3) *С *С *С
КЗС k
Тобто
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
X X 3
*0С *С 2. (6.18)
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору X*0 нульової
послідовності у точці А. Для визначення X*0 складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні у
точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір X*0 нульової послідовності становитиме
(X*0С X
X *ПЛ ) X*Т
*0 X*0C X*ПЛ X*0Т . (6.19)
X*0С X*ПЛ X*Т
Таким чином, для заданої електричної розрахункової схеми та конкретної
схеми з'єднання обмоток силового трансформатора одержані співвідношення,
що дозволяють розрахувати модуль I(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 X1 , а також індуктивний опір зворотної
послідовності X*2 ,будуть:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
X б Sб
*1 X*2 Х*С X*ПЛ lПЛ х
S ПЛ.пит
2
КЗ Uб
100 106 100 106
50 0,4 0,0625 0,165 0,2275.
1600 106 (110 103)2
Необхідні для визначення X*0 ,компоненти формули (6.19) дорівнюють
відповідно:
3
3
X*0С X*С 2 0,0625 2 0,03125;
k 1,2
Sб 100 106
X*ПЛ 3 X*ПЛ 3lПЛ хПЛ,пит 3 50 0,4 0,496;
U2
б (110 103)2
UКЗ ,% 10,5
X*0Т X*Т 0,105.
100 100
Отже
(X
X *0С X*0ПЛ ) X*0Т (0,03125 0,496) 0,105 0,5536
*0 0,08757.
X*0С X*0ПЛ X*0Т 0,03125 0,496 0,105 0,63225
Таким чином, модуль I(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
I(1) 3
КЗ І
Х б
*1 Х*2 Х*0
3 3 525
525 2902,85 А.
0,2275 0,2275 0,08757 0,54257
Таким чином, шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: I(1)
КЗ = 2903 А.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110-У1.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ.
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [12].
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
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 1.8, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВМТ-110 Б-25/ 1000 Т1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=17,34 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =5,866 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =1,48 к А Iвыдкл. =40 кА Іn.t Івідкл
В І2 3 2
к n tк (2,310 ) 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с; 2
Вк ІТ tT
2 6 2
0,185106 В2 с ІТ tТ 4800 10 В с
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення. Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач
серії РНДЗ-2-110/1000 У1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uр=110 кВ Uн=110 кв
Iр=17,34 А Iн=1000 А
iу=5,866 кА iд=80 кА
Вк= I2 t 2 2
откл Tа =518 кА с І т.с tт.с =2939 кА2с
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Остаточно, по даним таблиці 7.1 обираємо роз'єднувач серії РНДЗ-2-
110/1000 У1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає
технічного обслуговування [12].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
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 типу BB-TEL-10/1000 УЗ з вбудованим електромагнітним
приводом [12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=405,6 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =47,96 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =15,31 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (15,3)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
к n к 2
2 6 2 В
164,08 кА2 с І t 1200 10 В с к ІТ tT
Т Т
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Sрозр 6598,5 103
Ір.секц 190 А.
2 3 Uн 2 3 10 103
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу BB-TEL-10/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=190 А Iном=630 А Ір Іном
іу =6,816 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =2,7 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 t (2,7 103)2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
к n к 2
6 2 2 6 2 Вк ІТ t
0,4 10 В с ІТ tТ 1200 10 В с T
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого струму
установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: 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 каталозі 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.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення
з нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТПОЛ
10-0,5.
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 25 ВА.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=10 кВ Uном=10 кВ
Iр=23 кА Iном=30 кА
іу =9,24 кА ідин kдин 2 Іном1 601,40,6=36 кА
ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
В 2
к Іn tк (3,6)2 0, 25 3, 4 кА2 с
І2
Т tТ 25 106 кА2 с
Сумарний опір приладів, Ом:
r Sприл
прил ,
I2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної та
реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
14
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
r 2Н I2 Н (rприл rк )
пров ,
I2
2Н
15 52 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
lp ρFпров. ,
rпров.
25 0,017
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом АКВР
F 2,5 мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 1 Ом,
0,455<1.
Якщо виконується умова тоді 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:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок
котушкою, Вт tg P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольтметр Э-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
І
t tф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=1+0,15=1,15 с.
У такому разі
1490 0,6
Fmin 13,9 мм2 .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП2 має переріз F=3х50
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з. Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– 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.
За способами 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 електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проєктуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проєктуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проєктується.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких
визначається характером середовища в приміщенні.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є більш
висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає приведеним
вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться
методом світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
100 Еmin S z kз 100 300 2508 1,15 1,5
ФП 24 лк,
N 90 0,6
де kз 1,5– коефіцієнт запасу, визначається за довідником[4];
Еmin 300 лк– мінімальна освітленість;
S = 2508 м2 – площа освітлювального приміщення;
Z = 1,15 – коефіцієнт нерівномірності освітлення:
N=90 шт.– прийнята кількість світильників;
=0,6 – коефіцієнт використання світлового потоку;
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [4] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
A B 66 38
i 3,8.
H p A B 6,3 66 38
де A, B, H p – 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 протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаю до встановлення 90 світильників ГСП03-250 з розмірами
460х535 та лампами ДРЛ 250 (Фл=24000лк; Р=250 Вт).
Розраховую кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.1.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
Фсв Е 24000 1,2 15,9
E 305,28 лк.
kз 1000 1,5 1000
де Фсв=2400 лк – світловий потік прийнятого світильника;
=1,2 – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
Е 15,9 лк – сума освітленості від світильників згідно кривих
просторових ізолюкс.
Рисунок 8.2 – Схема розташування світильників відносно контрольної
точки А
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.3 – Просторові ізолюкси умовної горизонтальної освітленості
Таблиця 8.1 – Розрахунок відстаней від світильників до точки А
Умовна освітленість, лк
Номери Відстань,
від одного від всіх Сума
світильників d, м
світильника світильників
1,2,3,4 2,9 2 8
3,7 5,1 1,45 2,9
12 7,5 0,7 0,7
9,10 7,6 0,69 1,38
4,8 7,9 0,64 1,28
11 8,7 0,59 0,59
13,14 12,6 0,27 0,54
15 13,2 0,23 0,23
16 14,6 0,19 0,19 Е 15,9 лк
Отримане значення освітленості не повинно бути меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
300∙0,9 = 270 ≤305,28 лк.
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись 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.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 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 8.4). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.4 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.5). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.6).
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного
освітлення
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.6 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
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 за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п 90
Рроз кп кдод Рном.і 11,12 0,25 25,875кВт,
і1 i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [18].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
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 двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
І роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 3
І роз 10
роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 3 3
І роз 10 Р
роз 10
роз .
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosφ=1; для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних
ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів –
cosφ=0,57.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
Р 103
роз 25,875 103
І роз 25,2 А.
3 Uф cos 3 380 0,9
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Іроз = 25,2 А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ (4×40) з допустимим
струмом 34 А
Потужність аварійного освітленя згідно ПУЕ становить 10 % від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 25,2 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×4) з допустимим струмом 34 А.
Розрахунок цехової освітлювальної мережі за втратами напруги
Даний метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів
напруг на джерелах світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ГОСТ 13109-97 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
97,5 %Uном. У мережах 12-42 В допускаються втрати напруги до 10%Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна
перевищувати 105 %Uном.
У післяаварійних режимах на затискачах газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 %Uном, при інших лампах – не нижчою 88 %Uном.
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
U м U хх Uтр Umin ,
де ∆Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
номінальну);
∆Uтр– втрата напруги в трансформаторі;
Umin – мінімально допустима напруга на затискачах лампи.
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак можу виконуватись й в
іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр Ua cos U p sin ,
де Uа, Uр – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора,%;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
β – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначають за формулами
100 Pкз 100 8,5
Ua 1,35%;
S
ном.тр 630
U U 2 2
р кз Ua 5,52 1,352 5,33%,
Uтр 0,87 1,35 0,9 5,33 0,44 3,09%,
U м 105 3,09 97,5 4,41%.
де Ркз – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр, Ркз, Uкз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U ,
C F
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де М – момент освітлювального навантаження, кВт·м;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (таблиця 14 [14]).
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, схема (рисунок 8.7)
моменти відповідно складатимуть
M і Lі Pі;
де L³ – відстань від щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
P³ – потужність лінії.
Рисунок 8.7 – Схема підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки
М Р1 L1 Р2 L2 Р3 L3 Р4 L4 Р5 L5,
М 81,4 5,176 73 5,176 69,5 5,176 79,5 5,176 74,5 5,176 1956,01кВт×м.
1956,01
U1 2,65%.
46 16
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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 F> 35 мм2 і стальних
F>25 мм2.
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.
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
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають
вибір перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови:
нагрів провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість
до струмів КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн.доп.л Iмакс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.2
Таблиця 8.2 – Вибiр перерiзу живлячого кабелю
Маркування Траса Кількість жил Довжина,м
Початок Кінець та переріз, мм2
1 2 3 4 5
АВВГ 1 секція шин 0,4 кВ РП1 4х120 15,5
2АВВГ 1 секція шин 0,4 кВ РП2 4х150 8,5
АВВГ 2 секція шин 0,4 кВ РП3 4х150 13
АВВГ 2 секція шин 0,4 кВ РП4 4х120 9,5
АВВГ 1 секція шин 0,4 кВ РП5 4х120 8,5
АВВГ 1 секція шин 0,4 кВ РП6 4х240 33
2АВВГ 2 секція шин 0,4 кВ РП7 4х120 36
2АВВГ 2 секція шин 0,4 кВ РП8 4х120 40
АВВГ 1 секція шин 0,4 кВ 26.1 4х4 48
АВВГ 2 секція шин 0,4 кВ 26.2 4х4 46
АВВГ РП1 19.1 4х25 13
АВВГ РП1 14.1 4х6 12
АВВГ РП1 8.1 4х16 9
АВВГ РП1 14.2 4х6 5
АВВГ РП1 12.1 4х6 2,5
АВВГ РП1 25.1 4х2,5 6
АВВГ РП1 25.2 4х2,5 23,3
АВВГ РП2 21.1 4х16 17,5
АВВГ РП2 17.1 4х10 15
АВВГ РП2 6.1 4х16 12,5
АВВГ РП2 7.1 4х35 9
АВВГ РП2 19.2 4х25 6,5
АВВГ РП2 21.2 4х16 15
АВВГ РП2 17.2 4х10 12,5
АВВГ РП2 6.2 4х16 10,5
АВВГ РП2 7.2 4х35 6,5
АВВГ РП2 19.3 4х25 3,5
АВВГ РП3 9.1 4х25 2,5
АВВГ РП3 14.3 4х6 5,6
АВВГ РП3 2.1 4х4 8,5
АВВГ РП3 5.1 4х16 9,5
АВВГ РП3 8.2 4х16 13
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.2
1 2 3 4 5
АВВГ РП3 1.1 4х4 16
АВВГ РП3 23.1 4х4 20
АВВГ РП4 9.2 4х25 2,5
АВВГ РП4 14.4 4х6 5,5
АВВГ РП4 2.2 4х4 8,2
АВВГ РП4 5.2 4х16 9,2
АВВГ РП4 8.3 4х16 12,5
АВВГ РП4 1.2 4х4 15,7
АВВГ РП4 23.2 4х4 19,5
АВВГ РП4 25.3 4х2,5 23,5
АВВГ РП4 25.4 4х2,5 15,5
АВВГ РП5 13.1 4х16 3,6
АВВГ РП5 16.1 4х10 7
АВВГ РП5 24.1 4х2,5 9,1
АВВГ РП5 1.3 4х4 10,7
АВВГ РП5 4.1 4х16 13,8
АВВГ РП5 3.1 4х25 16,6
АВВГ РП5 25.5 4х2,5 25
АВВГ РП5 10 4х10 11,6
АВВГ РП6 2.3 4х4 1,7
АВВГ РП6 15.1 4х16 4,5
АВВГ РП6 2.4 4х4 7,4
АВВГ РП6 17.3 4х10 9,5
АВВГ РП6 2.5 4х4 2,5
АВВГ РП6 15.2 4х16 4,4
АВВГ РП6 2.6 4х4 7,9
АВВГ РП6 17.4 4х10 9,6
АВВГ РП6 18 4х10 9,3
АВВГ РП6 25.6 4х2,5 8,8
АВВГ РП6 25.7 4х2,5 18,2
АВВГ РП7 11.1 4х16 27,9
АВВГ РП7 13.2 4х16 24,8
АВВГ РП7 22.1 4х6 21,7
АВВГ РП7 8.4 4х16 18,5
АВВГ РП7 20.1 4х25 16
АВВГ РП7 8.6 4х16 13,6
АВВГ РП7 17.5 4х10 11,1
АВВГ РП7 12.2 4х6 9,1
АВВГ РП7 20.3 4х25 6,2
АВВГ РП7 6.3 4х16 4
АВВГ РП8 11.2 4х16 27,9
АВВГ РП8 13.3 4х16 24,8
АВВГ РП8 22.2 4х6 21,7
АВВГ РП8 8.5 4х16 18,5
АВВГ РП8 20.2 4х16 16
АВВГ РП8 8.7 4х25 13,6
АВВГ РП8 17.6 4х10 11,1
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.2
1 2 3 4 5
АВВГ РП8 12.3 4х6 9,1
АВВГ РП8 20.4 4х25 6,2
АВВГ РП8 6.4 4х16 4
АВВГ РП8 25.8 4х2,5 9
АВВГ РП8 25.9 4х2,5 19
АВВГ РП8 25.10 4х2,5 10
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розщеплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що
приєднані до РП, який визначається за виразом
I роз.РП Iн Кп
де Кп – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кп = 0,7
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
I роз.РП Iн.доп
Наприклад, для РП 1:
Іроз.РП=(57,74+25,71∙2+42,54+30,39+10,72∙2)∙0,78=158,76 А.
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення
заношу до таблиці 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок сумарного струму Іроз.РП
РП ∑ Іроз.РП, А Іроз.РП, А
РП1 203,54 158,76
РП2 510,52 398,21
РП3 206,63 161,17
РП4 228,07 177,89
РП5 203,55 158,77
РП6 332,33 259,22
РП7 432,58 337,41
РП8 443,3 345,77
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до розподільчих
пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах 0,38 кВ,
релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.8.
Рисунок 8.8 – Розрахункова схема
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга
РУ НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення
напруги на двох ділянках – Л1 та Л2.
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
U UЦЖ (%) UТ (%) - U(%) ,
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової точці
мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.6),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ EN
50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
U max
Т (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
Uа КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2
КЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S .
2 ТП
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
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.4.
Таблиця 8.4 – Значення UT , залежно від відгалуження
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
Визначаэмо втрати напруги на лінії Л2
UЛ2 3 48,110,0279 1,910,8 2 0,527 6 В.
де Iроз Л 48,11 А – розрахунковий струм споживача;
LКЛ = 27,9 м – довжина кабеля, який живить споживача;
активний r0 1,91Ом/км та індуктивний опори кабеля x0 2 Ом/км.
380
UЛ(%) 100% 1,58%,
6
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
100 3,09 1,58 95,33% 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 тощо).
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.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
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.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 призначений для розподілу електричної
енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і струмах
короткого замикання, для нечастих оперативних включень і відключень
електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ Електрощит»
в якості офіційного представника підприємства «Електрощит» реалізує апарати
даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
Рисунок 8.9 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою
ГОСТ 28249-93 [13]. Стандартом встановлено методику розрахунків
максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і не симетричних
КЗ, види яких визначені відповідно ГОСТ 26522-85. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних апаратів, установок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму Кз;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу,
аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ слід
враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних зєднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела
електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ.
Розрахунок виконуємо, згідно ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), методом
іменованих одиниць. При розрахунках струмів короткого замикання мережі 0,4
кВ, враховуємо всі активні і реактивні елементи мереж, включаючи опори
трансформаторів струму, автоматичних вимикачів, перехідних опорів
контактних з`єднань.
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаю схему
заміщення (рисунок 8.10) та знаходжу опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують
живлення безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що
понижуючі трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою
напруги через еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору,
приведене до ступеня нижчої напруги мережі розраховують за формулою:
U2
x ср.НН
c ,
3 Івідкл.ном Uср.ВН
де U2
ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
Uср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Івідкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений
на стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
4002
xc 0,44 мОм.
3 20 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
Ркз U
2
r НН.ном
1Т 106 ,
S2
Т
2 2
x U2 100 Р
кз UНН.ном
1Т к 104,
SТ S
Т
де SТ – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Ркз – втрати короткого замикання, кВт;
UНН.ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк – напруга короткого замикання, %.
8,5 0,42
r 106
1Т 3,43 мОм,
6302
2
100 8,5 0,42
x1Т 5,52
104 13,54 мОм.
630 630
Для шинопроводу ШМТ 1690А заводом-виробником [13] вказано
наступні значення активного та індуктивного опору прямої послідовності:
r1Т 0,030 мОм / м; х1Т 0,014 мОм / м; .
Значення параметрів прямої послідовності кабелів приймаю згідно [14]:
r1(каб1.) 0,206 мОм / м; х1(каб1.) 0,043 мОм / м;
r1(каб2.) 1,2 мОм / м; х1(каб2.) 0,042 мОм / м.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Розрахункова схема та схема заміщення
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Оскільки активний
та індуктивний опори одновиткових трансформаторів (з номінальним струмом
більше 500 А) незначні, ними можна знехтувати.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід здійснювати з урахуванням індуктивних ( õêâ ) і активних опорів
( rêâ ) котушок розщеплювачів максимального струму автоматичних вимикачів.
При цьому значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймаються рівними відповідним опорам прямої послідовності. Згідно з [13]:
r1(кв1.) 0,14 мОм / м; r1(кв2.) 0,41мОм / м; r1(кв3.) 2,83 мОм / м;
х1(кв1.) 0,08 мОм / м; х1(кв2.) 0,13 мОм / м; х1(кв2.) 1,6 мОм / м.
Перехідні опори електричних контактів ( ) визначаю з ГОСТ 28249-93 [14]:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rк(кв1.) 0 мОм / м; rк(кв2.) 0,05 мОм / м; rк(кв3.) 0,85 мОм / м;
rк(каб1.) 0,0024 мОм / м; rк(каб2.) 0,085 мОм / м; rк(ш) 0,003 мОм / м.
Врахування електричної дуги в місці КЗ рекомендується здійснювати
введенням в розрахункову схему активного опору дуги, який визначається з
рисунка 12-22 [13]. Опір дуги залежить від площі перетину та довжини
алюмінієвого кабелю або типу та довжини шинопроводу.
При визначенні активного опору дуги у випадку КЗ в кабелі довжиною
lêá , який підключений до трансформатора через шинопровід довжиною lø або
через кабель іншого перетину, результуючу довжину провідника шинопровід-
кабель (кабель-кабель) виражають через довжину пошкодженого кабелю:
l
lкб lкб z ш
1ш ;
z1кб
де z1ø , z1 – повні опори прямої послідовності шинопроводу та кабелю, мОм.
êá
Розрахункова довжина кабелю складе:
для точки К2:
3 0,032 0,0142
lкб 36 36,2 м,
0,2062 0,0432
для точки К3:
3 0,2062 0,0432
lкб 13 19,3 м.
1,22 0,0422
Згідно рис. 12, рис. 22 [13] активні опори дуги для точок К1, К2 та К3
складають: rд(к1) 19 мОм; rд(к2) 25 мОм; rд(к2) 5 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
При електропостачанні від енергосистеми через понижуючий
трансформатор початкове дійсне значення періодичної складової трифазного
струму КЗ Iп0 без врахування підживлення від електродвигунів розраховують
за формулою (у п. 8.4 використовуються позначення фізичних величин,
прийнятих в нормативі [13])
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uср.HH 0,4 103
Iп0 17,2 кА. ,
3 r2
1 x2 2
1 3 10,41 8,52
де Uср. НН – середня номінальна напруга мережі, в якої відбулося коротке
замикання, В;
r1 , x1 – відповідно сумарний активний і сумарний індуктивний опори прямої
послідовності.
Для точки К3:
r1(кз) r1т r1(кв1) rк(кв1) r1ш rкш r1(кв2) rк(кв2)
r1(каб1) l(каб1) rк(каб1) r1(кв3) rк(кв3) r1(каб2) l(каб2) rд ,
х1(кз) хс х1т х1(кв1) х1ш х1(кв2) х1(каб1) l(каб1) х1(кв3) х1(каб2) l(каб2),
r1(кз) 3,43 0,14 0,001 0,03 0,003 0,41 0,05
0,32 0,036 0,024 2,83 0,85 2,4 0,013 0,08519 26,9 мОм,
х1(кз) 0,4413,540,08 0,014 0,13 0,064 0,0361,60,084 0,01315,81мОм.
U 0,4 103
I ср.HH
п0 7,4 кА.
3 r2
1 x2
1 3 26,92 15,812
Значення періодичної складової трифазного струму КЗ Iï 0 для інших
точок розраховуються аналогічно, результати заношу до таблиці 8.5.
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
іао 2 Iп0,
іао(кз) 2 Iп0(кз) 2 7,4 1047 кА.
Значення аперіодичної складової трифазного струму КЗ ³àî для інших
точок розраховуються аналогічно, результати заношу до таблиці 8.5.
Ударний струм трифазного КЗ:
іуд 2 Iп0 куд ,
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де куд – ударний коефіцієнт, визначається за кривими рисунка 1 [13]
куд(кз) 1,005.
іуд 2 7,4 1,005 10,52 кА.
Значення ударного струму КЗ іуд для інших точок розраховуються
аналогічно, результати заношу до таблиці 8.5.
Таблиця 8.5 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ r1 , мОм x1 , мОм Iï 0 , кА ³àî , кА ³óä , кА
К1 8,603 14,07 14 19,8 22,77
К2 29,19 14,21 7,11 10,06 10,07
К3 26,9 15,81 7,4 10,47 10,52
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою
нейтраллю належить приділяти розрахунку струму однофазного короткого
замикання.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ
здійснюється від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора,
розрахунок струму І(1)
КЗ однофазного короткого замикання з достатньою
точністю можна здійснювати за наступною спрощеною формулою
I(1) 3 Uср.НН
КЗ ,
(2r1 r0 )2 (2X1 X0 )2
де r1 та X1 – результуючі (сумарні) індуктивний та активний опір прямої
послідовності ланцюга КЗ та визначаються як і в попередньому випадку;
r0 и X0 – результуючі (сумарні) індуктивний і активний опір нульової
послідовності відносно точки КЗ. Активний і індуктивний опір нульової
послідовності понижуючого трансформатора слід приймати в залежності
від схеми з’єднань обмоток трансформатору. При розрахунку
використовується метод симетричних складових.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною,
а їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що
вище були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових 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 всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді впадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у 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.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розташування апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, 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 в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– 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 розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі роботи
елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого спрацювання
розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що захищається,
автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається вибором
уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за умовою
Iном.розч.е (1,251,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.6.
У таблиці 8.6 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які
мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані
згідно ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ІНЕ.Р. 35 ІНТ.Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
Позиція Iн.т.р Ін.ав. Iн.т.р 1,15 Ір Тип вимикача
1 2 3 4
1 32 > 25 25 ≥ 1,15 ∙21,27 = 24,4 А ВА 04-31
2 32 > 25 25 > 1,15 ∙21,27 = 24,4 А ВА 04-31
3 80 >63 63 > 1,15 ∙51,42 = 59,13 А ВА 04-31
4 63 >50 50 > 1,15 ∙41,14 = 47,31 А ВА 04-31
5 63 > 50 50 > 1,15 ∙38,57 = 44,36 А ВА 04-31
6 63 >50 50 > 1,15 ∙42,54 = 44,36 А ВА 04-31
7 100 > 100 100 > 1,15 ∙75,97= 97,37 А ВА 04-31
8 63 > 50 50 > 1,15∙42,54 = 48,92 А ВА 04-31
9 63 >50 50 > 1,15 ∙ 39,74 = 45,7 А ВА 04-31
10 40 > 32 32 > 1,15∙22,29 = 25,62 А ВА 04-31
11 63 >63 63 > 1,15∙48,11 = 55,33 А ВА 04-31
12 40 > 40 40 > 1,15∙ 30,39 = 34,95 А ВА 04-31
13 63 > 50 50 > 1,15∙37,99 = 43,69 А ВА 04-31
14 40>32 32 > 1,15∙2 5,71 = 2 9,57 А ВА 04-31
15 63 >63 63 > 1,15∙45,59 = 52,42 А ВА 04-31
16 50 > 40 40 > 1,15∙32,39 = 37,2 5 А ВА 04-31
17 50>40 40 > 1,15∙33,43 = 30,44 А ВА 04-31
18 50 >40 40 > 1,15∙ 34,36 = 39,51 А ВА 04-31
19 80 > 80 90 > 1,15∙57,74 = 66,4 А ВА 04-31
20 80 >80 30 > 1,15∙60,67 = 69,77 А ВА 04-31
21 63 >63 63 > 1,15∙45,59 = 52,42 А ВА 04-31
22 32 > 32 32 > 1,15∙22,79 = 26,21 А ВА 04-31
23 25 > 25 2 5 > 1,15∙ 17,53 = 2 0,15 А ВА 04-31
24 10 > 10 10 > 1,15∙9,1 = 9,3 А ВА 04-31
25 16 > 16 16 > 1,15 ∙ 10,72 = 12,32 А ВА 04-31
ЩО 50>40 40 > 1,15∙ 2 5,2 = 2 8,98 А ВА 04-31
УКМ 400 > 400 400 > 1,15∙290 = 333,5 А ВА 51-39
РП-1 200 > 160 160 > 1,15∙158,76 = 182,57 А ВА 51-39
РП-2 500> 500 500 > 1,15∙ 398,21 = 458 А ВА 51-39
РП-3 250> 200 2 00 > 1,15∙161,17 = 185,34 А ВА 51-39
РП-4 250> 200 2 50 > 1,15∙177,89 = 2 04,57А ВА 51-39
РП-5 250> 200 2 00 > 1,15∙ 158,77 = 182,59 А ВА 51-39
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.6
1 2 3 4
РП-6 320> 320 32 0 > 1,15∙259,22 = 298,1 А ВА 51-39
РП-7 400> 400 400 > 1,15∙337,41 = 3 38,02 А ВА 51-39
РП-8 400 > 400 400 > 1,15∙ 345,77 = 3 97,64 А ВА 51-39
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.
Таблиця 8.7 – Перевірка мережі на захищеність
І
доп. >Ізах Марка кабелю
1 2 3
1 34>32 АВВГ 4×4
2 34>32 АВВГ 4×4
3 93>80 АВВГ 4×25
4 72>63 АВВГ 4×16
5 72>63 АВВГ 4×16
6 72>63 АВВГ 4×16
7 112>100 АВВГ 4×35
8 72>63 АВВГ 4×16
9 72>63 АВВГ 4×16
10 41>40 АВВГ 4×10
11 72>63 АВВГ 4×16
12 41>40 АВВГ 4×6
13 72>63 АВВГ 4×16
14 41>40 АВВГ 4×6
15 72>63 АВВГ 4×16
16 55>50 АВВГ 4×10
17 55>50 АВВГ 4×10
18 55>50 АВВГ 4×10
19 93>80 АВВГ 4×25
20 93>80 АВВГ 4×25
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.6
1 2 3
21 72>63 АВВГ 4×16
22 41>32 АВВГ 4×6
23 34>256 АВВГ 4×4
24 26>10 АВВГ 4×2,5
25 26>16 АВВГ 4×2,5
ЩО 34 > 32 АВВГ 4×4
УКМ 448>400 2АВВГ 4×120
РП-1 224>200 АВВГ 4×120
РП-2 508>500 2АВВГ 4×150
РП-3 254>250 АВВГ 4×150
РП-4 254>250 АВВГ 4×120
РП-5 254>250 АВВГ 4×120
РП-6 330>320 АВВГ 4×240
РП-7 448>400 2АВВГ 4×120
РП-8 448>400 2АВВГ 4×120
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І виділяє
таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t / /
прп f , де / / I/ / / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) 0,005 / / .
При дійсному часі t 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I t
пр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після і
до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів підприємства відсутні споживачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуємо для режимів мінімальних та
максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. 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 δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних. У режимі максимальних навантажень
напруга на затисках найбільш віддалених ЕП (точка З, рис. 8.9) не повинна бути
нижче 0,95Uн, тобто в мережі 0,4 кВ на затисках споживача усталене
відхилення напруги Uу- - 5 %. У режимі мінімальних навантажень обмеження
йде з боку верхньої допустимої границі напруги. Тому напруга на шинах 0,4 кВ
ТП не повинна перевищувати 5% номінальної напруги, тобто Uу+ 5 %, де
індексом «-» і «+» позначені зниження і підвищення напруги відповідно.
За максимальні беремо розрахункові навантаження, а за мінімальні – 30%
від максимальних.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Відхилення напруги Uу·2 у будь-якій точці 2 мережі визначається по
формулі:
n n
Uу·2=Uу·1+Е i Ui ;
i1 i1
де Uу·1 – відхилення напруги на ДЖ; Еi – надбавка напруги, створювана i-м
джерелом; Ui – втрати напруги в i-м елементі мережі.
При розрахунках цехових мереж допускається приймати Uу·1=5 %, тобто
можна вважати, що напруга на первинній стороні цехового трансформатора
дорівнює 1,05Uн.
Надбавки напруги будуть створюватися цеховим трансформатором і
низьковольтними конденсаторами (рис. 8.11).
Позначимо надбавку напруги трансформатора Ет, а надбавку напруги
конденсаторів – Ес.
Величину Ес знаходимо за формулою
Qc ХЕ с
с= 100%;
U2
н
де Qс – потужність конденсаторних батарей, що дорівнює 300 кВ·Ар;
Хс – реактивний опір мережі до місця установки БК, що складає 8,57мОм
ТМ-1000/10
SF1
1 0,4 кВ
ААШвУ (3х35)
SF2
Q =300 кВАр БК
с
СП1 2 АПВ (3х95+1х70)
3
11
Рисунок 8.11 – Розрахункова схема для вибору робочого відгалуження
цехового трансформатора
Тоді:
300 8,5
Ес= 100 =1,8 %.
3802
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для розрахунку режиму максимальних навантажень оцінимо Uу·2 на
затисках споживача №11 (точка З, рис. 8.9).
При цьому
n
U i =Uт+Uк+Uпр,
i1
де Uт=2,7 %; Uк=0,4 %.
Uпр визначаємо
Pp
Iр= ;
3 UH cos
26
Iр= =61 А;
3 0,38 0,65
r0=0,447 Ом/км; Х0=0,082 Ом/км згідно [1, 2].
Тоді
3 61 0,03
Uпр= (0,447 0,65 0,082 0,87) 100% =0,1 %.
380
Одержуємо
n
U i =2,7+0,44+0,1=3,24 %.
i1
Для режиму мінімальних навантажень оцінимо U`2 на вторинній стороні
ТП (точка 1, рис. 8.11).
При цьому
Uт =0,3Uт=0,32,7=0,8 %; Uк =0,3Uк=0,30,4=0,12 %;
Ес =0,3·Ес ; Ес =0,3·1,78=0,534%;
Uі =0,8+0,132=0,932%.
З урахуванням отриманих даних і умов Uу·2 - 5 % і U'у·2 5 % маємо:
- для режиму максимальних навантажень
5+Ет+1,78 - 3,24 - 5 %;
5+Ет+0,534 - 0,932 - 0,12 5 %;
Ет+3,54 % - 5 %;
Ет+4,6 % < 5 %.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Виходячи з отриманих нерівностей вибираємо відгалуження
трансформатора, що створює надбавку напруги Ет=0%
(0+3,54)%=0,354% > -5%;
(0+4,6)%=4,6% < 5%.
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора не буде відображатися
на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого споживача.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного блочного обладнання: комплектних
трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних розподільчих установок
різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність їх роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднання їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок веде до значного спрощення будівельної частини
електроустановок, так як не потрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні.
Рисунок 8.12 – Комплектна трансформаторна підстанція внутрішньої
установки
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Компоновку комплектної трансформаторної підстанції внутрішньої
установки (КТПВ) здійснюю на базі продукції Харківського
електромеханічного заводу.
КТПВ призначені для прийому, перетворення та розподілу електричної
енергії трифазного струму частотою 50 Гц, номінальної напруги 10/0,4 кВ.
КТПВ складаються з наступних частин:
- пристроїв вводу високої напруги (ПВН) з виводом силових шин в коробі;
- силових трансформаторів;
- розподільчого пристрою низької напруги (РУНН) 0,4 кВ з виводами силових
та нульової шини в коробі;
- щитка обліку;
- шинного мосту.
КТПВ виконуютсья в повністю зібраному вигляді або транспортними
блоками, які підготовані до збирання на місці монтажу без розбирання
комутаційних апаратів, перевірки надійності болтових з’єднань та правильності
внутрішніх з’єднань.
Конструкція КТПВ забезпечує нормальне функціонування пристроїв
вимірювання та обліку, управління та сигналізації при роботі вбудованих
апаратів. Пристрої, що встановлюються на КТПВ, розташовані з фасадної
сторони для зручності спостереження за їх показаннями. Світлова сигналізація
стану (положення) виконана із застосуванням світлодіодів.
Таблиця 8.7 – Технічні характеристики 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 630
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1600
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при
температурі +15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть
пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25
°С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.8 – Класифікація виконання 2КТПВ-630/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора масляного трансформатора типу
ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного вводу Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження ШВВ-6(10)
призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму з
ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
Рисунок 8.13 – Шафа високовольтного вводу
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу BB/TEL-10-20/1000 У2;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
РУНН 0,4 кВ представляє собою розбірний каркас, який складається з
двох відсіків силового обладнання та шинного відсіка.
Відсік силового обладнання складається з:
- шаф вводу низької напруги (ШНВ);
- шаф ліній, що відходять (ШНЛ);
- секційної шафи (ШНС).
Кожна шафа силового відсіку представля єсобою каркас зі знімними
стінками та має функціональні стійки, на які кріпитьс яобладнання. Шафи
встановлюютсья поряд і збираються в єдиний щит. Типовиконання збірного
щита набирається з шаф ШНВ, ШНЛ, ШНС в залежності від кількості фідерів,
щ овідходять, кількості силових трансформаторів та наявності секціонування.
На дверях шаф силового відсіка встановлені органи керування, індикації,
вимірювальні пристрої.
В шинному відсіку розміщенні ввод від силового трансформатора, збірні
шини, шинні відгалуження для кабельних та шинних приєднань,
трансформатор иструму, силові збірки для підключення кабелів, щ овідходять.
Магістральні шини кріпляться за допомогою шинотримачів. Облік електричної
енергії виконується всередині шафи ШНВ, доступ д оякого забезпечують двері
з фасадної сторони шафи.
При дворядному виконанні секцій в двотрансформаторних підстанціях
для з’єдання головних ланцююгів по збірним шинам застосовується шинний
міст ШМ без рубильника. ШМ представляє собою металоконструкцію, що
зібрана з двох рам із встановленими на них ізоляторами, шинами; він
встановлюється на стійку ШНС зверху.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УКМ58-
0,4 призначені для підвищення автоматичного регулювання коефіцієнта
потужності (сosφ) електроустановок промислових підприємств і розподільчих
мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки забезпечуються заданий
сosφ в періоди максимальних та мінімальних навантажень, а також виключають
можливість виникнення режиму генерування реактивної потужності.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.14 – Установка компенсації реактивної потужності
Конденсаторні установки дозволяють:
- підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності як в
автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
- здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
- знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
- збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом зменшення
їх навантаження.
Установки монтуються в напільних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
Таблиця 8.9 – Технічні характеристики УКМ58-0,4-200-33,3 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Номінальна напруга, кВ 0,4
Напруга живлення допоміжних ланцюгів, В 220
Частота мережі, Гц 50
Номінальна потужність, квар 200
Кількість ступенів регулювання 12
Значення сosφ від 0,8 до 1
Тип вводу кабельний
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – особливості монтажу кабельних муфт
Закінчення кабелів з метою їх підключення до обладнання виконується за
допомогою кінцевих муфт; з’єднання окремих шматків кабелю – за допомогою
з’єднувальних кабельних муфт. Кінцеві муфти встановлюються на початку та в
кінці КЛ. Кількість з’єднувальних муфт на 1 км КЛ визначається будівельною
довжиною кабелю.
Муфти виготовляються із різноманітного матеріалу. Основною вимогою,
що пред’являється до кабельної муфти, є надійність її роботи. Тому муфта
повинна бути герметичною, вологостійкою, володіти механічною та
електричною стійкістю, а також стійкістю до впливу оточуючого середовища. В
найбільшому степені ці вимоги задовольняють муфти гарячої (термоусадочні)
та холодної усадки, що застосовуються для кабелів з будь-якою ізоляцією.
Перед монтажем муфти кінець кабелю обробляється – послідовно
видаляються з деяким зсувом всі шари кабелю від зовнішньої оболонки до
фазної ізоляції струмоведучої жили (рисунок 9.1 та 9.2). розміри обробки
залежать від напруги, марки, перетину жил кабелю та наводяться в довідниках
та монтажних інструкціях.
Рисунок 9.1 – Загальний вигляд обробленого трижильного кабелю з
паперовою ізоляцією: 1 – струмоведучі жили; 2 – фазна ізоляція; 3 – загальна ізоляція;
4 – герметична оболонка; 5 – подушка під броньою; 6 – броня із стальних стрічок; 7 –
зовнішній захисний покрив; 8 – бандаж із проволоки; 9 – бандаж із ниток
Термоусадочні муфти використовуються при будь-якому способі
прокладання кабелів, надійні в експлуатації (строк служби не менше 30 років),
характеризуються простотою монтажу. Напруга на КЛ може подаватись одразу
ж після монтажу.
Широкий діапазон термоусадки дозволяє використовувати один
типорозмір муфти для різних типів кабелів та перетинів жил.
Рисунок 9.2 – Загальний вигляд обробленого одножильного ЗПЕ кабелю: 1 –
струмопровідна жила; 2 – екран з напівпровідної пластмаси; 3 – ЗПЕ ізоляція; 4 – екран із
напівпровідної пластмаси; 5 – водорозбухаючий шар; 6 – екраз із мідних проволок; 7 –
зовнішня захисна пластмасова оболонка; 8 – проволочний бандаж
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Принцип термоусадки базується на технології виконання поперечно
зшитих полімерів з пластичною пам’яттю форми. В комплект термоусадочної
муфти входять елементи (трубки, манжети, печатки, шланги та інше), які
поставляються в розтягнутому стані, що дозволяє легко їх надіти на елементи
обробленого кабелю. При нагріванні спеціальними будівельними пристроями
відбувається усадка цих деталей і щільно обхвачуються всі елементи кабелю,
чим створюється герметична і механічно міцна конструкція. Температура
усадки складає 120-150 °С і не є небезпечною для ізоляції кабелю.
Надійну герметизацію забезпечують спеціальні клейові та мастичні
герметики, що наносяться на внутрішні поверхні елементів муфти. Одночасно з
нагріванням термоусадочних елементів відбувається розплавлення і розтікання
герметизуючи матеріалів із заповненням всіх пустот.
Герметизуючи матеріали за рахунок спеціальних добавок (оксид цинку)
володіють напівпровідниковими властивостями і, як наслідок, вирівнюють
електричне поле. За рахунок цього виключається можливість розрядів в
областях підвищеної напруженості електричного поля (в контактних з’єднаннях
жил, на зрізі екрану).
Основні операції монтажу термоусадочної кінцевої муфти одножильного
кабелю приведені на рисунку 9.3.
Термоусадочна кінцева муфта трижильного кабелю приведена на рисунку
9.4; термоусадочна муфта для з’єднання трижильних кабелів – на рисунку 9.5.
Основні операції монтажу термоусадочної муфти для з’єднання
трижильних кабелів наведені на рисунку 9.6.
Рисунок 3.8 – Монтаж кінцевої термоусадочної муфти: а – оброблений кабель з
наконечником; б – усадка трубки регулятора, що вирівнює електричне поле; в – усадка
жильної манжети; г – установка провідника заземлення в усадка шланга; д – усадка кінцевої
манжети; е – усадка поясної манжети
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.4 – Кінцева термоусадочна муфта: 1 – наконечник; 2 – манжета кінцева;
3 – трубка жильна і манжета пальцева; 4 – печатка; 5 – стрічка-регулятор для вирівнювання
електричного поля; 6 – манжета поясна; 7 – провідник заземлення
Рисунок 9.5 – Термоусадочна з’єднувальна муфта: 1 – захисний корпус; 2 –
болтове контактне з’єднання жил; 3 – манжета, що ізолює контактне з’єднання; 4 –
печатка; 5 – фазна трубка; 6 – манжета для герметизації корпуса муфти; 7 – провідник,
що забезпечує неперервність ланцюга заземлення
Рисунок 9.6 – Монтаж термоусадочної з’єднувальної муфти: а – усадка жильних
трубок; б – намотування стрічки-регулятора; в – усадка печаток; г – з’єднання жил
болтовими з’єднувачами з обертанням їх пластинами-регуляторами; д – усадка підкладних
манжет; е – усадка ізолюючих манжет; ж – усадка шланга; з – закріплення
провідниказаземлення і обмотування екранною стрічкою; и – намотування стрічки-
герметика; к – усадка захисного кожуха
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Провідник заземлення кінцевих муфт і провідник, що забезпечує
неперервність ланцюга заземлення, в з’єднувальних муфтах монтуються за
допомогою системи непаяного заземлення, що поставляється в комплекті
муфти. Контактне з’єднання заземлюючого провідника з металевою оболонкою
(екраном) кабелю закривається герметизуючою стрічкою, що забезпечує захист
цього з’єднання від корозії.
Муфти холодної усадки мають такі ж переваги, що і термоусадочні
муфти. Окрім того, монтаж муфти холодної усадки не вимагає операції
нагрівання, що дозволяє скоротити час монтажу такої муфти приблизно в два
рази порівняно з часом монтажу термоусадочної муфти.
Муфта холодної усадки складається з EPDM-
гуми(EthelenePropeleneDieneElastomer), що попередньо натягнута на спіраль,
яка видаляється при монтажі. При видаленні спіралі муфта легко усаджується,
що забезпечує повну герметизацію кабелю.
Товсті стінки муфти створюють додатковий захист від механічних
пошкоджень. Окрім того, EPDM-гума стійка до дії вологи, кислот, лугів та
ультрафіолетового випромінювання.
З’єднувальна муфта холодної усадки для одножильного кабелю показана
на рисунку 9.7. Основні операції монтажу такої з’єднувальної муфти показані
на рисунку 9.8.
Рисунок 9.7 – З’єднувальна муфта холодної усадки: 1 – екструдований
двошаровий силіконовий корпус; 2 – напівпровідна пластина; 3 – загальний захисний кожух із
EPDM-гуми; 4 – мастика для вирівнювання електричного поля; 5 – герметизуюча мастика;
6 – мідна сітка та з’єднувач екрана; 7 – з’єднувальна гільза
Термоусадочні та муфти холодної усадки зберігають гнучкість кабелю, не
пошкоджуючи при циклічних температурних навантаженнях і зміщеннях
ґрунту при зміні пори року. Поздовжнє зусилля на розрив муфти складає 60%
від зусилля на розрив кабелю.
Стопорні властивості таких муфт дозволяють збільшити допустиму
різницю рівнів кабельної траси для кабелів з паперовою просоченою ізоляцією.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.8 – Монтаж з’єднувальної муфти холодної усадки: а – підготовка
екранів кабелів, що з’єднуються; б – з’єднання жил пресуванням; в – накладення на місце
контактного з’єднання жил пластини з напівпровідним шаром для вирівнювання
електричного поля; г – закриття муфтою місця з’єднання жил кабелів; д – витягування
спіралеподібного корда з обох сторін муфти; е – муфта, готова для подачі напруги на
кабель.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Розрахунок річної потреби в електроенергії заготівельного цеху
Річна потреба в електроенергії на технологію Етн
р , кВт∙год
Етн Ртн тн
р акт Фр ,
де Ртн
акт – розрахункова максимальна активна потужність силових
струмоприймачів, кВт;
Фтн
р – розрахунковий річний фонд робочого часу, год.
Етн
р = 2268,33 5870= 13315097,10 кВт∙год
Річна потреба в електроенергії на освітлення Å0
ð , кВт∙год
Е0
р Р0 0
акт Фр ,
де Р0
акт – активна потужність освітлення, кВт;
Ф0
р – річний фонд робочого часу освітлювального обладнання, год.
Е0
р = 92,8 4700=436160,0 кВт∙год
Річна потреба в електроенергії на дрібнодвигунові навантаження Åäí
ð ,
кВт∙год
Едн дн дн
р Ракт Фр ,
де Рдн
акт – активна потужність дрібнодвигунових навантажень,кВт;
Фдн
р – річний фонд робочого часу дрібнодвигунових навантажень, год.
Едн
р = 3,84 ∙ 5000 = 19200,00 кВт∙год
Річна потреба в електроенергії на господарські витрати Е госп
р , кВт∙год
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Е госп 0
р Ер Едн
р ,
Е госп
р = 436160+19200= 455360 кВт∙год.
Річні корисні витрати електроенергії Екв
р , кВт∙год
Екв Етн Е госп
р р р ,
Екв
р = 13315097,1 +455360=13770457,1 кВт∙год.
Втрати електроенергії в цехових мережах і трансформаторах Âò ð , кВт∙год
Åêâ
 ð Õò ð
ò ð ,
100
де Екв
р – річні корисні витрати електроенергії, кВт∙год;
Хтр – відсоток втрат електроенергії в цехових мережах і трансформаторах,
%.
13770757,15
Втр 688522,86 кВт∙год.
100
Втрати електроенергії в двигунах Вдв , кВт∙год
Етн
В р Х м
дв ,
100
де Етн
р – річна потреба в електроенергії на технологію, кВт∙год;
Х м – відсоток втрат електроенергії в двигунах, %.
13770757,18
Вдв 1065207,77 кВт∙год.
100
Втрати електроенергії в робочих машинах Вм , кВт∙год
Етн
р Х
Вм м ,
100
де Етн
р – річна потреба в електроенергії на технологію, кВт∙год;
Х м – відсоток втрат електроенергії в робочих машинах, %.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
13770757,112
Вдв 1597811,65 кВт∙год
100
Загальні втрати електроенергії Вз , кВт∙год
Вз Втр Вдв Вм ,
Вз = 688522,86+1065207,77+1597811,65=3351542,28 кВт∙год
Річні потреби електроенергії Ер , кВт∙год
Е Екв
р р Вз 13770457,10 3351542,28 17121999,38 кВт×год.
Таблиця 10.1 – Енергетичний баланс заготівельного цеху
Плановий енергобаланс
Статті балансу
кВт∙год %
Прибуткова частина:
1 Поступило електроенергії 17121999,38 100
Витратна частина:
1 Корисні витрати 13770457,10 80,43
- на технологічні потреби 13315097,10 77,77
- на освітлення 436160 2,55
- на дрібнодвигунові навантаження 19200 0,11
2 Втрати електроенергії 3351542,28 19,57
- в цехових мережах і трансформаторах 688522,86 4,02
- в двигунах 1065207,77 6,22
- в робочих машинах 1597811,65 9,33
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз основних небезпечних і шкідливих виробничих факторів,
що виникають на машинобудівному виробництві
Основне значення охорони праці в забезпеченні безпеки і нешкідливості
праці без зниження його продуктивності. Здійснення цих вимог зводиться до
проведення комплексу заходів, спрямованих на запобігання працюючого від
різного роду травм, запобігання шкідливим, що викликаються умовами праці,
впливам на організм людини.
Виробничою травмою вважають тілесне ушкодження, в результаті якого
настає тимчасова або постійна втрата працездатності. Причинами виробничого
травматизму є механічні, електричні, хімічні та іншого роду впливи на організм
людини, а також гострі отруєння, опіки, що відбулися в виробничих умовах.
Неуважність працюючого як на робочому місці, так і при пересуванні по
території цеху, заводу, несправність підйомно-транспортного обладнання,
верстатів, пристосувань, погана організація робочих місць тощо, часто
призводять до нещасних випадків. Іноді причиною виробничих травм є
захаращеність робочих місць і проходів напівфабрикатами і готовою
продукцією. У механічних цехах до нещасних випадків може привести
незнання робочими правил техніки безпеки, конструкції верстата, несправність
електрообладнання верстата і проводки, відсутність огороджень і запобіжних
пристроїв, неправильні прийоми роботи на верстаті, неправильне носіння
спецодягу, неуважність самого робітника, невиконання правил техніки безпеки
і правил внутрішнього розпорядку.
Небезпеку також становлять внутризаводской автомобільний транспорт,
безрейковий електротранспорт, підйомні крани, ручні вагонетки та ін.
Основними шкідливими та небезпечними виробничими факторами, які
можуть діяти, зокрема, на працівника цеху металообробки під час виконання
робіт, є:
- ураження електричним струмом;
- рухомі частини верстата та незахищений робочий інструмент;
- підвищені рівні шуму та вібрації;
- падіння заготовок та готових деталей;
- теплові опіки рук при знятті з верстата неохолоджених деталей;
- стружка деталей, які обробляються;
- підвищена запиленість та загазованість робочої зони.
У випадках порушення правил експлуатації верстатів, перевищення
режимів різання, а також за відсутності огороджувальних пристроїв можливі
поранення верстатників різцями та фрезами. Розглянемо більш детально умови
праці працівників цеху металообробки, зокрема, фрезерувальників.
Найбільшу небезпеку для фрезерувальників представляють неогороджені
дискові та торцеві фрези зі вставними ножами, використовувані при
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
фрезеруванні на горизонтально- і вертикально-фрезерних верстатах, оскільки
може відбутися виліт вставних ножів.
Нещасні випадки можуть статися при закріпленні деталі або знятті її з
верстата, коли руки працівника знаходяться поблизу неогородженої фрези.
Неправильно підібрані або несправні пристосування для закріплення заготовок
також становлять небезпеку для верстатників. Через недостатньо надійне
закріплення можливий вирив заготовки і травмування працюючих.
Велику небезпеку для верстатників і оточуючих представляє стружка, що
вилітає з верстату. Вона розлітається на значні відстані від верстата, має високу
температуру (400-600 °С) і велику кінетичну енергію, тому може бути
причиною травмування очей і опіків шкіри.
Основний потік стружки, що утворюється при фрезеруванні дисковими і
торцевими фрезами, у багатьох випадках можна направити від робочого місця
верстатника шляхом відповідного поєднання напрямків обертання фрези і
подачі. Спрямований потік стружки можна вловлювати також за допомогою
найпростіших стружкозбірників.
При фрезеруванні бронзи, латуні, чавуну та інших крихких металів і
сплавів відбувається утворення пилових частинок металу і забруднення ними
повітряного середовища. Пил оброблюваних матеріалів представляє серйозну
небезпеку для здоров’я працюючих. Проникаючи в органи дихання та очі,
забруднюючи поверхню шкіри, пил часто є причиною важких захворювань.
11.2 Основні заходи і засоби захисту фрезерувальників від дії
небезпечних чинників під час роботи
Знепилення повітря робочої зони при фрезеруванні крихких металів і
неметалевих матеріалів є особливо важливим. При обробці заготовок
циліндричними і дисковими фрезами на універсально- і горизонтально-
фрезерних верстатах широке застосування отримали пилостружкоприймачі.
Для досягнення високої ефективності видалення стружки і пилу при
фрезеруванні необхідно створити повітряний потік, швидкість якого значно (не
менше 2-х разів) перевищує швидкість відлітаючої стружки. Конструкція
пилостружкоприймача дозволяє також виключити травмування працівників у
разі вильоту вставних ножів торцевих фрез, або руйнування дискової фрези,
захистити від випадкового потрапляння рук у небезпечну зону.
Для того щоб виключити можливість травмування фрезерувальників
фрезами під час обертання, необхідно застосовувати захисні екрани і щитки.
Для захисту робітника від бризок мастильно-охолоджувальної рідини і
стружки застосовують захисні огородження зони різання. При відсутності
зазначених пристроїв працювати на верстаті забороняється. Для захисту очей
від поранень і опіків стружкою застосовують захисні окуляри, індивідуальні
щитки, спеціальні кожухи для фрез і ін.
При роботі на фрезерних верстатах зазвичай застосовують захисний
екран на магнітній підставці. Екран з плексигласу кріпиться до підставки
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
шарнірної вилкою. У підставку вмонтований постійний оксидно-барієвий або
литий магніт, що забезпечує притиснення її до столу з силою 6 кг. Екран на
магнітній підставці можна встановлювати в будь-якому зручному місці столу в
залежності від характеру обробки. Для запобігання тяжіння дрібної стружки до
магнітній підставці підставка закривається кожухом. Іноді захищають всю
поверхню столу для захисту робітника від стружки і бризок мастильно-
охолоджувальної рідини.
Зважаючи на велику різноманітність видів фрезерних робіт і
оброблюваних заготовок конструкція огорожі до верстатів може бути різною в
залежності від конкретних умов обробки. Один з варіантів огорожі, яку
встановлюють на поворотну головку верстатів складається з відбивної щитка і
четирехзвенніка для його переміщення і установки по висоті.
Рисунок 11.1 – Захисний екран на магнітній підставці
Одним з основних засобів захисту працівників є використання спецодягу,
який призначений для захисту робітника від впливу масел, мастильно-
охолоджуючих рідин, емульсій тощо. Фрезерувальник забезпечується
спецодягом, спецвзуттям та засобами індивідуального захисту, зокрема:
костюм віскозно-лавсановий; черевики хромові; окуляри захисні.
11.3 Вимоги безпеки праці фрезерувальника перед початком роботи
Перед тим, як розпочати свою роботу з обладнанням, фрезерувальник
зобов’язаний:
– отримати завдання від керівника робіт;
– вдягти та упорядкувати спецодяг. Застібнути спецодяг на всі ґудзики, не
допускаючи при цьому звисання кінців одягу. Зашнурувати та зав`язати
шнурки на взутті. Прибрати волосся під головний убір;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– підготувати та перевірити справність необхідного для роботи
інструменту та пристосування (згідно з технологічним процесом) та засоби
індивідуального захисту;
– підготувати робоче місце для проведення робіт. Звільнити підходи та
проходи до нього. Впевнитись, що робоче місце достатньо освітлене;
– перевірити наявність та справність дерев`яного настилу біля верстата;
Рисунок 11.2 – Варіанти захисного екрану від вильоту стружки
– перевірити наявність та справність:
▪ огородження зубчатих коліс, приводних пасів, а також струмоведучих
частин електричної апаратури (пускачів, рубильників, кнопок та
інше);
▪ заземлюючих пристроїв;
▪ запобіжних пристроїв для захисту від стружки, охолоджуючих рідин.
– підготувати гачки для видалення стружки. Гачки повинні мати гладкі
рукоятки та щиток, що запобігає порізам рук стружкою. Не дозволяється
застосовувати гачки з ручкою, яка має форму петлі;
– перевірити на холостому ходу верстат:
▪ справність органів керування (механізмів головного руху, подачі,
пуску, зупинки руху та інше);
▪ справність системи змащення і охолодження (впевнитись в тому, що
мастило та охолоджуюча рідина подаються нормально та безперервно);
▪ справність фіксації важелів включення та переключення (впевнитись в
тому, що можливість самовільного переключення з холостого ходу на робочий
виключена);
▪ чи нема заїдання або надмірного послаблення в рухомих частинах
верстата, особливо в шпинделі;
– перевірити доброякісність ручного інструменту:
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
▪ гайкові ключі повинні відповідати розмірам гайок головок болтів і не
мати тріщин та забоїн, площини зіва ключів повинні бути паралельними;
▪ молотки повинні бути надійно насаджені на дерев`яні ручки і щільно
заклинені м`якими, сталевими клинами. Ручка повинна бути прямою, овального
перерізу з незначним стовщенням до її вільного кінця. Довжина ручок повинна
бути в межах 300-400 мм в залежності від ваги молотка.
11.4 Вимоги безпеки праці фрезерувальника під час виконання
роботи
Перед встановленням на верстат необхідно очистити від стружки та
мастила деталі, які будуть оброблятися та пристосування, особливо базові та
кріпильні поверхні, для забезпечення правильного встановлення і міцності
кріплення.
Перед встановленням фрези працівник повинен перевірити:
▪ надійність та міцність закріплення зубців або пластин з твердого сплаву;
▪ цілісність та правильність заточування пластин з твердого сплаву. Вони
не повинні мати викришених місць, тріщин, припікання. Якщо ріжучі кромки
затупились або викришились, фрезу слід замінити.
Встановлену і закріплену фрезу слід перевірити на биття. Радіальне і
торцеве биття не повинно перебільшувати 0,1мм.
Оброблювану деталь встановлювати на верстаті правильно та надійно,
щоб під час руху верстата була виключена можливість її вильоту або інші
порушення технологічного процесу. Деталь необхідно кріпити в місцях, які
знаходяться найближче до оброблюваної поверхні.
Під час закріплення деталі за необроблені поверхні слід застосовувати
лещата та пристосування з насічкою на затискних губках.
Під час застосування для кріплення деталей пневматичних, гідравлічних
та електромагнітних пристосувань, необхідно ретельно оберігати від
механічного пошкодження труби подачі повітря чи рідини, а також
електропроводку.
Деталь до фрези надавати тоді, коли вона набере робочу швидкість
обертання.
Під час заміни оброблюваної деталі чи при її вимірюванні фрезу
необхідно відвести на безпечну відстань.
Раніше, ніж вийняти деталь з лещат, патрона чи затискних планок, слід
зупинити верстат і відвести ріжучий інструмент.
Набір фрез встановлювати на оправку необхідно так, щоб їх зубці були
розташовані в шаховому порядку.
Врізати фрезу в деталь слід поступово; механічну подачу включати до
стикання деталі з фрезою. При ручній подачі не допускати різкого підвищення
швидкості та глибини різання.
Під час фрезування не дозволяється вводити руку в небезпечну зону.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Неробочі частини фрези повинні бути огороджені. Працювати без
огородження фрези забороняється. Якщо відсутнє огородження робочої зони,
слід працювати в захисних окулярах.
Збірні фрези повинні мати пристрої, що запобігають вилітанню зубців під
час роботи. Забороняється застосовувати фрези, що мають тріщини, або
поламані зубці.
Під час обробки в’язких металів слід застосовувати фрези з
стружколомами.
Отвір шпинделя, хвостовик оправки чи фрези, поверхню перехідної
втулки перед встановленням в шпиндель необхідно ретельно очистити,
видаливши задирки та протерти.
Під час установки хвостовика інструменту в отвір шпинделя треба
впевнитись, що він сідає щільно, без люфту.
Фрезерну оправку чи фрезу закріплювати в шпинделі ключем після
включення коробки швидкості, щоб уникнути прокручування шпинделя.
Затискування та відтискування фрези ключем на оправці шляхом
включення електродвигуна забороняється.
Під час зняття перехідної втулки, оправки чи фрези з шпинделя необхідно
користуватися спеціальною виколоткою, підклавши на стіл верстата дерев`яну
підкладку.
Фрезерувальнику забороняється:
– вмикати та вимикати (крім аварійних ситуацій) обладнання, робота на
якому йому не доручалась;
– торкатися руками до обірваних та оголених проводів;
– знімати та встановлювати огорожі робочого інструменту при
працюючому верстаті;
– торкатися руками частин верстата, що рухаються;
– виконувати самостійно ремонт електрообладнання верстата, заміну
вимикачів, розеток, зіпсованих електрозапобіжників;
– навмисно виводити з ладу запобіжні та блокуючі пристрої верстата;
– прибирати стружку зі столу верстата та проводити чистку ріжучого
інструменту під час його роботи;
– залишати робоче місце при працюючому верстаті;
– одягатися та роздягатися біля працюючого верстата;
– працювати в рукавичках;
– працювати тупими, несправними фрезами та пристосуваннями;
– робити обміри оброблюваної деталі при працюючому верстаті;
– використовувати стисле повітря для очистки стола верстата,
оброблюваних деталей та одягу;
– тримати на корпусі верстата інструменти, пристосування, заготовки,
готові вироби;
– залишати гайковий ключ на головці затяжного болта після встановлення
фрези, оправки;
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– мити руки маслом, гасом, мастильно-охолоджуючою рідиною та
витирати забрудненим стружкою обтиральним матеріалом;
– зберігати на робочому місці використаний замаслений матеріал;
– палити на робочому місці та приймати їжу;
– находячись на роботі, вживати алкогольні напої та наркотичні
речовини;
– використовувати саморобні електрообігрівальні прилади та прилади з
відкритою спіраллю;
– опиратися та сидіти на станині верстата.
11.5 Вимоги безпеки праці фрезерувальника після закінчення роботи
Після завершення робочого процесу фрезерувальник зобов’язаний:
– зупинити верстат. Оброблені деталі та робочий інструмент укласти на
місце їх зберігання;
– прибрати робоче місце. Очистити верстат від залишків стружки.
Збирати стружку з верстата та підлоги руками забороняється;
– вимкнути місцеве освітлення та відключити верстат від електромережі;
– прибрати з робочого місця замаслений обтиральний матеріал у
спеціальні герметичні металеві ящики;
– зняти та очистити спецодяг та засоби індивідуального захисту та
укласти їх в місце зберігання;
– вимити руки та обличчя теплою водою з милом. При можливості,
прийняти душ;
– доповісти керівнику робіт про виконану роботу та про всі недоліки, які
мали місце під час роботи.
11.6 Вимоги безпеки праці в аварійних ситуаціях
Аварійна та небезпечна ситуації під час виконання робіт може виникнути
у разі: короткого замикання електромережі; пожежі; займання заготівок та
деталей з магнію та його сплавів; виривання та розкидання погано закріплених
заготівок, ріжучого інструменту; падіння важких деталей; розкидання стружки
тощо.
У разі виникнення аварійної ситуації необхідно відключити верстат від
електромережі, не допускати сторонніх осіб в небезпечну зону, повідомити про
те, що сталося, керівника робіт.
Якщо є потерпілі, надати їм першу медичну допомогу; при необхідності,
викликати швидку медичну допомогу.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
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 проєктування / 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 проєктування 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 проєктування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
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
проєктів (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. 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.
19. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Лист
ЧДТУ А1 22001 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата