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/5721| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення напівпровідникових перетворювачів електричної енергії |
| Authors: | Ключка, Костянтин Миколайович Сердитий, Максим Ігоревич |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення напівпровідникових перетворювачів електричної енергії. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуті аспекти розробки релейного захисту конденсаторної установки 10 кВ. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання розрахунку вартості прокладання та підключення кабельних мереж підприємства. В розділі з охорони праці проведено аналіз вимог до виробничих приміщень, технологічних процесів і обладнання. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5721 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Сердитий.pdf Restricted Access | 2.44 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 22445 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
напівпровідникових перетворювачів електричної енергії»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЗЕСЕ – 11н
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Сердитий Максим Ігорович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Костянтин КЛЮЧКА
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ ___________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Сердитому Максиму Ігоровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення напівпровідникових
перетворювачів електричної енергії»
Керівник кваліфікаційної роботи Ключка Костянитин Миколайович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
4465,4 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 2000 МВА; 5. Розмір цеху – 49х32х6
м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 42 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 736 кВт; 8. Індивідуальне завдання – релейний захист
конденсаторної установки 10 кВ; 9. Техніко-економічні розрахунки – розрахунок вартості
прокладання та підключення кабельних мереж підприємства; 10. Охорона праці – аналіз
вимог до виробничих приміщень, технологічних процесів і обладнання.
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 – релейний захист конденсаторної установки 10 кВ
10 Техніко-економічні розрахунки – розрахунок вартості прокладання та підключення
кабельних мереж підприємства
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 09.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 10.03.25 – 19.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 20.03.25 – 31.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 01.04.25 – 09.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 10.04.25 – 24.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 25.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 09.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 10.05.25 – 16.05.25
9 Індивідуальне завдання 17.05.25 – 19.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 20.05.25 – 22.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 23.05.25 – 25.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 26.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Максим СЕРДИТИЙ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Костянтин КЛЮЧКА .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ……………………………………… 8
1.1 Характеристика об’єкта проектування……………………. 10
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії
цеху по виготовленню силової частини перетворювача та
системи охолодження ….......…………………………..…... 11
1.3 Характеристика джерела живлення……………………….. 18
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 20
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 21
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів ………… 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 29
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 32
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 33
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 35
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху…………………………………………………... 35
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 35
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 43
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 44
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 44
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 48
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ………… 51
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Сердитий М.І. Електропостачання Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Ключка К.М. підприємства з виготовлення 3 170
Реценз. напівпровідникових
Н. Контр . Ключка К.М. перетворювачів електричної ФЕТАМ, гр. ЗЕСЕ – 11н
Затверд. Ситник О.О. енергії
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ…………………………………... 57
4.1 Вибір трансформаторів ГПП …………………………… 57
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності…….. 61
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 66
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 69
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 69
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 72
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 76
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 76
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 79
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ
ГПП. ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ ПЕРЕВІРКА
КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ…………………………………………..….. 88
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП……. 88
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН……………..….. 90
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 92
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 93
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 95
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 98
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 98
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 101
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 101
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 103
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 106
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 116
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 116
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 117
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 123
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 126
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 128
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 133
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ… 135
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ…..……….……. 135
8.4.4 Розрахунок однофазного струму КЗ…..………... 137
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 137
8.5.1 Вибір апаратів захисту…………………………… 138
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність………………. 140
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1
кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання…………….………………. 141
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 142
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 143
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – релейний захист
конденсаторної установки 10 кВ…………………………….…. 151
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – розрахунок вартості
прокладання та підключення кабельних мереж підприємства 158
11 ОХОРОНА ПРАЦІ…………………...……………………………….. 162
11.1. Безпека праці при проведенні паяльних робіт в процесі
виготовлення вузлів обладнання в приміщенні технічної
лабораторії ………………………………………………… 162
11.2. Аналіз вимог до виробничих приміщень, технологічних
процесів і обладнання ………………………………..…... 163
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ…………….…………..….. 169
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Вступ……………………………………………………………………… 3
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
ВСТУП
Раціонально спроєктована сучасна система електропостачання
промислового підприємства в цілому та окремих цехів, зокрема, повинна
відповідати ряду вимог: надійності та економічності, безпеки та зручності
експлуатації, забезпеченню відповідної належної якості електроенергії, тощо.
В сучасних умовах розвиток усіх без винятку галузей господарства 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.
Важливою складовою енергетичного комплексу є електроенергетика,
без якої неможливо уявити роботу будь-якого підприємства.
Для забезпечення надійності живлення споживачів можуть
застосовуватися різні способи, включаючи резервування. В загальному
випадку необхідна надійність живлення для системи електропостачання
промислових підприємств може бути забезпечена необхідною кількістю
генераторів, трансформаторів, секцій шин, живлячих ліній та засобами
автоматизації.
Надійність характеризується здатністю системи електропостачання та її
елементів (ліній, силових трансформаторів, електричних апаратів) забезпечити
підприємство і окремі об'єкти електроенергією належної якості без аварійних
перерв, що приводять до порушення плану виробництва, аварій в електричній
і технологічній частинах обладнання.
Оцінюючи ступінь надійності, необхідно поняттям „електроспоживач“
об'єднати як електротехнічну, так і технологічну частину механізму, агрегати
або установки. Категорія надійності споживача повинна визначитися з
врахуванням резервування в технологічній частині агрегату.
Проєктування систем електропостачання полягає в розробці
комплексної документації, яка містить техніко-економічні обґрунтування,
розрахунки, креслення, схеми та пояснювальну записку.
В ході проєктування проводиться аналіз потужності електроспоживачів,
їх категорїйність на напруги на якій вони працюють, а також їх розташування.
В результаті аналізу визначаються групи приймачів електроенергії та
намічається попередній варіант структурної схеми електропостачання. Далі в
проєкті вирішується задача оптимального варіанту вибору електричної мережі
та їх технічні і економічні показники.
Наступним кроком є встановлення технічних параметрів при виборі
конкретного електроустаткування. На цьому етапі проєктування проводиться
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
загальна розробка взаємозв’язків конструктивної частини, кабельних трас,
технології монтажу, процесу керування тощо. За даними, одержаними на
цьому етапі проводяться розрахунки з визначенням параметрів системи
електропостачання та робиться вибір обладнання релейного захисту та
автоматики.
Завершенням проєкту є вибір обладнання і техніко-економічні
розрахунки з контролю правильності та якості прийнятих рішень.
Змістом навчального проєктування є пояснювальна записка та
креслення. До пояснювальної записки входять короткі обґрунтування
ухвалених рішень, потрібні розрахунки, схема СЕП, графіки електричних
навантажень, схеми захисту ліній та підходу, до електричної підстанції від
напруги, спеціальна частина, економічна частина та розділ охорони праці на
підприємстві електропостачання котрого ми проєктуємо.
Представлена робота складається з розрахунково-пояснювальної
записки та графічної частини.
Метою даної випускної роботи бакалавра є розрахунок та вибір
сучасних елементів системи електропостачання підприємства у відповідності з
вимогами ЕСКД та інших вимог та стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають комплекс пристроїв для
виробництва, передачі і розподілу електричної енергії.
Система електропостачання промислових підприємств забезпечує
електричною енергією промислові споживачі. Основними споживачами є
електроприводи різних машин і механізми, електричне освітлення, електричні
нагрівальні пристрої, в тому числі електричні печі.
Робота промислових електроприводів та інших споживачів як при
проєктуванні, так і під час експлуатації повинна знаходитись в строгій
відповідності як з окремими споживачами, так і з комплексом
електроприводів, що забезпечують роботу складних механізмів.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання промислового
підприємства повинна задовольняти ряд вимог: бути економною і надійною,
безпечною і зручною в експлуатації, забезпечити належну якість
електроенергії, рівні напруги, стабільність частоти та ін. Повинні
передбачатися стислі терміни виконання будівельно-монтажних робіт і
необхідна гнучкість системи, що забезпечує можливість розширення при
розвитку підприємства без істотних ускладнень і подорожання первинних
варіантів. При цьому повинні по можливості прийматися рішення, що
вимагають мінімальних витрат кольорових металів і електроенергії.
Ці вимоги повинні забезпечуватися при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
При розробці системи електропостачання підприємства на період
будівництва передбачається максимальне її використання для постійної
експлуатації електрогосподарства підприємства.
Проктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно [1 – 8, 10] 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 [3]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Поняття «категорія електроприймача по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II та III.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необгрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме: ЕП, які працюють на склади,
проміжні нагромаджувачі, що виконують допоміжні технологічні операції,
частину обладнання інженерного забезпечення будівлі, слід відносити до III
категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необгрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму. ЕП, відключення яких
призводить до масового недовідпуску продукції, нерідко відносять не до II
категорії, а до І категорій, що мотивується тім, що наносяться «значні збитки
народному господарству».
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Слід зазначити, що поняття «значні збитки народному господарству»
слід відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства
Із всього сказаного видно, що сучасне виробництво пред’являє високі
вимоги до підготовки інженерів-фахівців в області промислового
електропостачання; одночасно потрібна значна кількість інженерів, що
володіють знаннями в області автоматики, обчислювальної техніки та
енергозберігаючих технологій.
Перехід на автоматизовані системи управління може бути успішним
тільки при наявності засобів автоматики та кваліфікованих інженерів в області
автоматизованого електропостачання.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції (ГПП),
розподільчих установок (РУ), трансформаторних підстанцій (ТП) та силових
пунктів (СП) у цехах нашого підприємства.
Основна функція системи електропостачання полягає у забезпеченні
вимог виробництва щодо передачі електроенергії від джерела живлення до
місця споживання її у відповідній кількості та якості відповідно до вимог
діючих стандартів.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого ми проєктуємо, є підприємство
з виготовлення напівпровідникових перетворювачів електричної енергії.
Останніми роками напрям розвитку різноманітних джерел
альтернативної електроенергії зазнав бурхливого розвитку.
Це пов'язано зі здешевленням виробництва сонячних панелей та
відчутного підвищення їх коефіцієнту корисної дії. Крім того виробники
напівпровідникових компонентів освоїли випуск новітніх приладів на основі
галій-нітриду. Застосування таких напівпровідникових приладів дає змогу
значно зменшити масогабаритні показники пристроїв перетворення
електричної енергії одночасно з підвищенням їх загальної ефективності.
Тому, на основі вище написаного, можна зробити висновок, що
розробка проєктів побудови підприємств, що випускатимуть новітні
напівпровідникові перетворювачі електричної енергії є досить актуальним
завданням сьогодення та в близькій перспективі. Одним із вельми важливих
етапів проєктування подібних підприємств є розрахунок їх системи
електропостачання. В такому випадку виникає потреба в здійсненні
проєктування електропостачання підприємства як в цілому, так і його окремих
виробничих підрозділів (цехів).
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху по
виготовленню силової частини перетворювача та системи охолодження
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1 кВ
(найбільш поширеною є напруга 0,4 кВ). На обрання схеми, конструктивне
виконання цехових мереж впливають такі чинники, як ступінь надійності
приймачів електроенергії, режими їх роботи і розміщенні по території цеху,
номінальні струми і напруги.
Даний цех є складовою частиною типового високотехнологічного
виробництва силової електроніки. Цех випускає вказані силові модулі,
включно з елементами конструкції системи їх охолодження на основі
алюмінієвих радіаторів та вентиляторів примусового продування повітря.
Цех, що розглядається, передбачає виробничі, допоміжні, та побутові
приміщення. Він отримує електропостачання від власної КТП.
Електроприймачі, кількістю в 42 шт., живляться від трьохфазної мережі
зміного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц. Також серед
електроприймачів присутні шість одиниць пристроїв з однофазного
(двофазного) живленняя (3 шт. – печі опору, 3 шт. – зварювальних машин
інверторного типу). Крім того в цеху є освітлювальна мережа, яка споживає
досить невелику кількість електроенергії. На території цеху наявне нормальне
середовище, відсутня запиленість та агресивні суміші в повітрі. Кількість
робочих змін − 2.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трьохфазної мережі змінного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц.
Повна встановлена потужність цеху становить 735,9 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
1) Приймачі 2 категорії − перерва електропостачання, яких призводить
до масового не допуску продукції, масового простою робочих, механізмів.
Приймачі другої категорії рекомендується забезпечувати електропостачанням
від двох незалежних джерел живлення;
2) Приймачі 3 категорії − інші приймачі, які непідходять під визначення
1 і 2 категорії. Перерва електропостачання цих приймачів не призводить до
суттєвих наслідків, простоїв і інших несприятливих наслідків. Для таких
електроприймачів перерва електропостачання, необхідна для заміни
пошкодженого елемента, не перевищує 1 доби.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Таблиця 1.1 – Перелік використаного цехового обладнання
№
№ Назва споживача Кількість, позиції Потужність,
кв cosφ tgφ
п/п (верстата) шт. на кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 0,4 кВ
1 Свердлильний верстат 5 6 12 0,16 0,6 1,33
Паяльні установки
2 2 7 18 0,16 0,6 1,33
поверхневого монтажу
3 Розточний верстат 1 8 9,4 0,17 0,65 1,17
4 Металорізальний верстат 2 9 4,8 0,16 0,6 1,33
5 Фрезерний верстат 2 10 12,2 0,16 0,6 1,33
6 Індукційна установка 1 11 45 0,75 0,95 0,33
7 Вентилятор 3 2 4,5 0,6 0,8 0,75
Верстат плоско-
8 3 4 27 0,16 0,65 1,77
шліфувальний
Установка контролю
9 12 5 8,5 0,17 0,65 1,17
параметрів виробів
10 Верстат токарний 2 12 28 0,7 0,95 0,33
11 Міні-кран 3 14 30 0,1 0,5 1,73
Однофазні електроприймачі
Зварювальний
12 3 3 14 0,17 0,65 1,77
машина
13 Піч опору 3 13 55 0,75 0,9 0,33
Каркас цеху споруджено з блоків-секцій довжини 3 і 6 і 1 м кожен.
Розміри ділянки зайнятої будівлею цеху: А х В = 49м х 32м.
Всі приміщення, одноповерхові висотою 6 м.
Електропостачання дільниці нашого цеху за ступенем вибухо-і
пожежної безпеки можна віднести до безпечного, так як він не має приміщень,
де б містилися небезпечні речовини.
За електробезпекою очевидно, що цех належить до класу підвищеної
небезпеки, оскільки в цеху велика кількість струмоведучих частин, часток
(пилу, струму, сажі і т.д.) металу, які можуть осідати на електричне
обладнання. Також можливе дотикання обслуговуючого персоналу одночасно
до корпусів електричного обладнання і струмоведучих конструкцій,
пов'язаними із ними.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства в
повної мірі було враховано основні вимоги «Норм технологічного
проєктування СЕП промислових підприємств», і відповідних розділів «ПУЕ –
2017» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Умови середовища в цеху важкі, що пов’язане з виділенням металевого
струмопровідного пилу та газів. Існує можливість одночасного доторкання до
відкритих і сторонніх провідних частин.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ внутрішньоцехового
розміщення. Ця підстанція розміщена в окремому блоці силових приміщень.
В цеху передбачено централізоване теплопостачання і опалення
приміщень, а також подачу технічної води. Освітлювальні установки живлять
від мережі 230 В. КТП живиться від ГПП 10 кВ.
Даний цех містить споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання, псування незакінчених виробів, що приводить до
масового браку.
Згідно гл. 1.2 ПУЕ (діюча редакція від 2017 р.) цех має
електроприймачі, що відносяться до споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі
не призводить до зупинки технологічного процесу, псування обладнання,
погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для людського життя.
Електроприймачі другої категорії в нормальних режимах повинні
забезпечуватися електроенергією від двох незалежних взаємно резервованих
джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВт до 200 кВт).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (35% загального її
споживання), трансформатори (45%), включаючи зварювальні (20-25%) та
інші ЕП (7%). Реактивної потужності додатково навантажуються живильні
розподільні мережі підприємства (13%), відповідно збільшується загальне
споживання електроенергії.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи:
тривалий, короткочасний і поторно-короткочасний.
Тривалий режим − основний 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 тощо.
Короткочасний режим роботи − характеризується нетривалими
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.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Групи технологічних установок та іншого обладнання окремі дільниці,
електропостачання яких доцільно виконувати від власних розподільчих
пунктів.
В цеху наявні два тельфери, які задіяні у виробничому процесі.
Згідно ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення», а також
зважаючи на [7], рівень нормованої освітленості для системи загального
освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування обладнання у
приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення
приміщення.
План цеху та розташування обладнання приводиться рис. 1.1.
Обладнання цеху розміщене з урахуванням технологічного процесу
виробництва силової частини перетворювача та системи охолодження.
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного навантаження
підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи електропостачання
централізованого типу. Живлення цехових трансформаторних підстанцій
виконано за допомогою кабельних ліній, що прокладені в підземних
кабельних каналах. Основними високовольтними споживачами є вісім
трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від двох не
залежних вводів від районних розподільчих пунктів, по повітряним лініям
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
(ПЛ). Така схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні
ремонтно-налагоджувальні характеристики.
Рисунок 1.1 – План цеху по виготовленню силової частини перетворювача
та системи охолодження
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
На території підприємства, крім основних виробничих цехів, також
знаходяться адміністративно-проєктна будівля, котельня, ГПП, складське
приміщення, тестувальний майданчик, контрольно-пропускний пункт,
водонапірна башта тощо.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Структура підприємства приведена на рис. 1.2 і включає цехи основного
виробництва, та допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Згідно ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування,
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного
процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в усіх виробничих цехах та в
котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від двох незалежних
джерел, а перерва їх електропостачання допускається лише на час
автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться ремонтно-
слюсарний цех, складські приміщення, а також адміністративно-проєктний
корпус.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Рисунок 1.2 – План розміщення об᾿єктів на території підприємства
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) сказано, 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 протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Основним фактором, що впливає на ступінь резервування, є питома вага
електроприймачів різних категорій. Якщо переважають навантаження 1-ї та 2-ї
категорій, то автоматичне резервування потрібно передбачати, починаючи з
вищих ступенів електропостачання. Якщо ж питома вага електроприймачів 1-ї
категорії невелика, то доцільні більш дешеві рішення за допомогою резервних
перемичок невеликої потужності. Іноді таке резервування доцільно
виконувати не на підстанції, щоб не ускладнювати її, а на цехових силових
пунктах, до яких приєднані електроприймачі 1-ї категорії. Живлення цих
пунктів здійснюється від різних підстанцій чи секцій підстанцій, для
перемикання застосовується найпростіша автоматика. Для зменшення витрат
на резервування розподіл електричних навантажень по категоріях виконується
по електроприймачах, а не по цехах в цілому.
Невідповідальні споживачі 3-ї категорії живляться лише від одного з
вводів ГПП, та мають резервування завдяки резервній перетинці на низькій
стороні 0,4 кВ.
Поняття «категорія електроприймачів по надійності електропостачання»
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, II і III. Питома вага споживачів
різних категорій по встановленої потужності складає: І категорія – 45 %, II
категорія – 35 %, III категорія – 20 %.
Напруга більшості силових ЕП складає 0,4 кВ, а освітлення – 230 В; дані
наведені в відповідних таблицях дипломного проєкту. Частота змінного
струму – загальнопромислова, тобто 50 Гц.
Режими роботи окремих споживачів електричної енергії вказані для
кожного при розрахунках електричних навантажень.
Для забезпечення сталого рівня безпеки, як навколишнього середовища,
так і працівників, доцільно забезпечити безперервне живлення заводу від
власної ГПП, що буде розташована в центрі теоретичного навантаження
заводу. Живлення ГПП, згідно ПУЕ (розділ 4.2), здійснено від двох
незалежних вводів районних розподільчих пунктів повітряними лініями.
1.3 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії нашого підприємства
представлена наступним чином: на території підприємства розташована ГПП
яка живиться від районної підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ)
підводиться по повітряній лінії (ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по
території підприємства кабельними лініями (КЛ).
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
Така побудова вважається оптимальною та міцно ввійшла в повсякденну
практику. На нашому підприємстві КЛ відходять від ГПП. Лінії проходять по
території підприємства у вигляді радіальних КЛ з відгалуженнями до
найбільш великих пунктів споживання електроенергії.
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ=2000 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 70 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 115 квар, в часи її максимуму
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)= I( t)×dt ,
Θ
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T0 ( у решті
випадків ‒ Θ<3×T0 );
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I( t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×І .
роз×cosφроз
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активній потужності за час
Θ
t+Θ
1
PΘ =
Θ P( t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [3], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[3]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення та
співвідношення:
‒ номінальна потужність Pном ;
‒ паспортна потужність Pпасп ;
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ = рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Р =р (2.1)
ном ном
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні
ЕП тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулами:
Рном, у = 3× Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ ×cosjпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ× А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Рном, у = 3× Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3К К Р . (2.3)
в р ном max ф
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
p – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
ном max ф
кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більше трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони
розподіляються по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні
навантаження за найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням даних
[3, 5].
Наприклад, для фази а маємо
PS(a) = Кв× Рав× r(ав)а + Кв× Рac× r
(аc)а + Кв× Рао ;
QS(a) = Кв× Рав×q(ав)а + Кв× Раc×q
(аc)а + Кв×Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
r(ав)а , r(ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені на
лінійну напругу до фази а;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
Кв, Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
РS = 3× РS(с) ,
QS = 3×QS(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − зварювальні машини (3 шт.),
б) друга група – печі опору (3 шт.).
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп = 0,65 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф =14 кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,75 ;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 55 кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3×14 = 42 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Рном, у 2 = 3×55 =165 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Для виконання остаточного розрахунку всі електроприймачі (в т.ч.
враховуючи однофазні) розділяємо на 6 груп за ознакою коефіцієнта
використання.
Для прикладу зробимо розрахунки для групи з кв = 0,6; отримаємо
Р = 3× 4,5 =13,5 кВт.
ном (кв = 0,6)
Визначаємо розрахункову величину KB ∙ Pном1 для цієї ж групи,
використовуючи значення КВ з таблиці 1.1; значення добутку KB ∙ Pном1
зносимо у відповідні графи таблиці 2.1
KB ∙ Pном1 = 0,6 ∙ 13,5 = 8,1 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1 та зносимо її у
відповідну графу цієї таблиці
KB ∙ Pном1 ∙ tgφ = 0,6 ∙ 13,5 ∙ 0,75 = 6,1 квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп ЕП та
зносимо результати розрахунків у таблицю 2.1.
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 736 кВт.
Остаточні результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф
636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Qном =qном =рном tg (2.6)
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Так, наприклад, для групи з кв = 0,6; отримаємо
Qном 1 =13,5 0,75 =10,1 квар.
Аналогічно отримаємо для інших груп за ознакою кв.
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Qном цеху =167,9 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною K P , що відповідає значенню K
в ном p , за
співвідношенням
Pроз =Kp Kв Pном , (2.7)
де Kp = f (Kв,ne,Ta ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання K та ефективної кількості електроприймачів пе в
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [3] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток Kв Pном є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів ne визначаємо за
співвідношенням
n
Pном
1
ne = n , (2.8)
n p2
ном
1
Величину ne можна також знайти за спрощеним співвідношенням
2 pном
n = , (2.9)
e
pном.mах
2 736
ne = = 26,8 27.
55
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [13].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K = 1 , (2.10)
в n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K = 1 , (2.11)
в.цеху n
Pном.i
1
273,9
Kв.цеху = = 0,37.
736
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [3] − К р = 1.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
Pроз.цеху =Kp Kв.цеху Pном =Kp К P , (2.12)
в.і ном.і
1
Pроз.цеху =10,37×736 272,3 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз.цеху = Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Q
роз.цеху = 0,85 197,65 =167,91167,9 квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
S = P2 2
роз. роз +Qроз ,
S = 272,32 +167,92 = 319,6 кВА.
роз.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [10].
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [8]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Розміри нашого цеху: А=49м; В=32м; Н=6м. В цеху використовуються
лампи типу ДРЛ.
Максимальну активну потужість освітлювальних установок Р
mах.ос
визначмо згідно виразу
Р mах.ос =кп×Рп.ос.ф×S
Р =126,5 1568= 41550 кВт, (2.12)
mах.ос
де кп =1 − кофіцієнт попиту освітлення;
S = 49×32=1568 м2 – фактична площа приміщення;
Рп.ос.ф = 26,5 Вт/м2 − питома фактична потужність освітлювальних
установок, визначається за джерелом [5].
Остаточно отримаємо
Р роз.ос= 0,9 41550 = 37,4 кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Для обраних ламп максимальна реактивна потужність
Q = Р (2.13)
роз.ос роз.ос tg0
Q = 37,4 0,2 = 7,5 квар,
роз.ос
де tgφ = 0,2 для обраних ламп, згідно даних [7] .
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
довідкових даних та відповідних нормативних документів.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Рроз.цеху+Росв, кВт ;
0,4цеху
Р = 272,3+37,4=309,7кВт ;
0,4цеху
Q = Q
0,4цеху роз.цеху +Qосв, квар ;
Q =167,9+7,5=175,4 квар.
0,4цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження S на шинах
ТП
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )
,
SТП = 309,72 +175,42 = 355,5кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
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 [4].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) S визначаємо за
НН ГПП
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P0,4 цеху +
i Q0,4 цехуi
.
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
S =S = 0,95 4465,42
НН ГПП пр + 4585,12 = 6081 кВА.
Отже, використавши нормативну методику, був здійснений розрахунок
електричних навантажень по підприємству, а орієнтовна розрахункова
потужність має значення S пр= 6081 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Q ) має використовуватися розрахункове
i роз і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програмам.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження
(ЦЕН). Для встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують
обмеження, що накладаються технологічними особливостями, умовами
генплану тощо. Перше уявлення про характер розподілу навантажень по
території об’єкта отримують за допомогою картограми навантажень.
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будують, як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього промислового
підприємства. Якщо картограму будують на генеральному плані промислового
підприємства, то як приймачі електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3, 4]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу.
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху по
виготовленню силової частини перетворювача та системи охолодження.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо згідно потужності цеху – 0,5 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
309,7
r = =14 мм.
3,14 0,5
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Р
a = м.с.
с.м. ; (2.15)
Рм
360× Р
a = м.о. , (2.16)
о.м.
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 272,3
с.м. = = 316,50 3170;
309,7
360 37,4
0 0
о.м. = = 43,4 43 .
309,7
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів і підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства:
491194
Х = =110 м;
4465,4
299182
Y = = 67 м.
4465,4
Точка теоретичного центру електричних навантажень має координати у
(110; 67). Ці значення і будемо використовувати при виборі місця
розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.3.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання.
При розташуванні 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) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу ;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в, або поблизу центру електричних навантажень (ЦЕН).
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
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 існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Координати ЦЕН цеху по виготовленню силової частини перетворювача
та системи охолодження:
n n
(Pроз. x ) (Pроз. y )
і i i i
Х i=1 i=1
ЦЕН = n ; УЦЕН = n ,
Pроз. P
і роз.i
i=1 i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносимо у
таблицю 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Таблиця 2.4 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
X
№ Найменування P х Р ЦЕН
ном,і і ном,і хі y
і Рном,i yі X ЦЕН
1 Вентилятор 4,5 84 378 5 22,5
2 Вентилятор 4,5 146 657 5 22,5
3 Вентилятор 4,5 204 918 5 22,5
Зварювальна
4 14 70 980 85 1190
машина
Зварювальна
5 14 100 1400 85 1190
машина
Зварювальна
6 14 130 1820 85 1190
машина
Верстат
7 плоско- 27 160 4320 85 2295
шліфувальний
Верстат
8 плоско- 27 190 5130 85 2295
шліфувальний
Верстат
9 плоско- 27 210 5670 85 2295
шліфувальний
Верстат
10 токарно- 8,5 70 595 25 212,5
револьверний
Установка
контролю
11 8,5 70 595 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
12 8,5 100 850 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
13 8,5 100 850 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
14 8,5 130 1105 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
15 8,5 130 1105 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
16 8,5 160 1360 25 212,5
параметрів
виробів
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Продовження таблиці 2.4
Установка
контролю
17 8,5 160 1360 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
18 8,5 190 1615 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
19 8,5 190 1615 55 467,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
20 8,5 210 1785 25 212,5
параметрів
виробів
Установка
контролю
21 8,5 210 1785 55 467,5
параметрів
виробів
Свердлильний
22 12 70 840 115 1380
верстат
Свердлильний
23 12 100 1200 115 1380
верстат
Свердлильний
24 12 130 1560 115 1380
верстат
Свердлильний
25 12 160 1920 115 1380
верстат
Свердлильний
26 12 190 2280 115 1380
верстат
Паяльна
установки
27 18 70 1260 145 2610
Поверхневого
монтажу
Паяльна
установки
28 18 100 1800 145 2610
Поверхневого
монтажу
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Закінчення таблиці 2.4
Розточний
29 9,4 210 1995 115 1092,5
верстат
Металорізаль-
30 4 ,8 130 624 145 696
ний верстат
Металорізаль-
31 4,8 160 768 145 696
ний верстат
Фрезерний
32 12,2 190 2318 145 1769
верстат
Фрезерний
33 12,2 210 2562 145 1769
верстат
Індукційна
34 45 40 1800 125 5625
установка
Верстат
35 28 40 1120 83 2324
токарний
Верстат
36 28 40 1120 22 616
токарний
37 Піч опору 55 15 825 22 1210
38 Піч опору 55 15 825 83 4653
39 Піч опору 55 15 825 125 6875
40 Міні-кран 30 50 1500 40 1200
41 Міні-кран 30 50 1500 70 2100
42 Міні-кран 30 50 1500 100 3000
Разом 735,9 16245 12714 22,1 17,3
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таб. 2.4,
розраховуємо ЦЕН цеху:
16245 12714
Х ЦЕН = = 22,1 м; YЦЕН = =17,3 м. .
736 736
Розрахунок центру реактивного навантаження має сенс тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності.
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують.
Так як в цеху не встановлено високовольтних двигунів і компенсація
реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, а не в місцях
концентрації джерел реактивної потужності, то ЦЕН реактивного
навантаження не розраховується.
ЦЕН визначався як деяка стабільна точка на генеральному плані об’єкта,
що проєктується.
Проте, кожен приймач електроенергії, цех, промислове підприємство
працюють у відповідності зі своїм графіком навантажень, навантаження
приймачів на протязі часу (зміни, доби і т.д.) змінюються у відповідності з
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
технологічним процесом виробництва. Тому не можна говорити про ЦЕН як
про стабільну точку, координати ЦЕН в кожен момент часу будуть приймати
значення, що визначені навантаженнями графіка.
Якщо джерело живлення знаходиться в ЦЕН, то затрати на систему
електропостачання досягають найменшого значення, коли навантаження
приймачів розподілені симетрично відносно цього центра.
Проте, зазвичай розташувати джерело живлення в центрі електричних
навантажень не вдається. В цьому випадку рекомендується зміщувати джерело
живлення в сторону високовольтних ліній.
На практиці потужність, що споживається різними споживачами на
протязі доби змінюється, і ЦЕН змінює своє положення. Тому джерело
живлення рекомендується розміщувати в центрі зони розсіювання
електричних навантажень.
Розміри, форма зони розсіяння, її центр визначають область найбільш
вигідного розташування джерела живлення на території промислового
підприємства.
Положення ЦЕН в зоні розсіювання залежить від координат місць
розташування приймачів в групі та від їх відносних навантажень в даний
момент часу.
Отже, зона розсіювання є геометричною характеристикою взаємного
розташування приймачів об’єкта та змін навантажень в часі.
Оскліьки розміщення ТП в точці розрахованого центру навантажень
заважає протіканню виробничого процесу, та для ліквідації виникнення
зворотних потоків енергії від ТП до споживачів, допускається зміщення
положення приміщення ТП зі зміщенням в сторону джерела живлення. Тому
ТП буде зміщене вліво вниз, де є достатньо місця для її розміщення.
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [3, 4]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 70 км.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні.
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники.
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [4].
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [3, 4].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4.
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
нашого підприємства.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
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 S на стороні ВН ГПП.
ВН ГПП
Потужність S визначається за формулою, у якої враховано втрати
ВН ГПП
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P0,4 цеху і + PT) + (Q0,4 цеху і + QT) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності у силових
трансформаторах ГПП.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
РТ = 0,02 Sпр;
QТ = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА (S пр= 6080
кВА дані з п. 2.5 та таблиці 2.2).
Тоді отримаємо
ΔРтр = 0,02 6081=121,62 кВт;
ΔQтр =0,1×6080=608,1 квар.
Таким чином остаточно отримаємо
SВН ГПП =Sрозр = 0,95 (4465,4+121,62)2 + (4585+ 608,1)2 = 6582,4 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
SВН ГПП
ІрозПЛ= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95
6582,4
ІрозПЛ = 0,95 =16,5А.
2 3 110
Переріз лінії живлення Fек (мм2) визначаємо за виразом
IрозПЛ
Feк = , (3.3)
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно ПУЕ (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,4
А/мм2.
Підставивши у формулу (3.3) відповідні значення, отримаємо значення
перерізу ПЛ
16,5
F 2
eк = =11,79 мм .
1,4
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1]
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень тривало
допустимий струм складе Іт.д(АС70) = 260 А.
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
ІрозПЛ к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
16,51260;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 16,5 1 1,25 260,
33,0 325;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Внаслідок чого, остаточно обираємо для повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням
до 35−55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 70= 23,0 Ом, Х = х0l = 0,195 70=13,6 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, О м; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км; lл − довжина лінії,
км, lл = 70 км ),
P 4465,4+121,62 Q 4585+ 608,1
cos= = = 0,69; sin= = = 0,79.
S 6581 S 6581
U/
ф =16,4 (23,0 0,69 +13,6 0,79) = 436,5В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
U/ /
ф =16,5 (13,6 0,69− 23,0 0,79) =−144,1В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U = U //
ф1 ф2 +Uф = Uф2 +Uф + jUф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = U e j
ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (U / 2 / / 2
ф2 + Uф) + (Uф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 + 436,5)2 + (−144,1)2 =110,49 кВ.
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
U /
ф2 + Uф
10
= arctg = 0.
110000 + 436,5
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 110490 − 110000 = 490В.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
U U/ P R +Q X P
= 3 (I R + I X) = і і іR +QіX
a p , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (16,50,69 23,0+16,50,79 13,6) = 757 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
757
U(%) = 100 = 0,69%.
110000
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П =П0 L , (3.14)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра, віднесеного
до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
Dcp
X0 = 0,144 lg + 0,0157 = Х/ +Х/ / , (3.15)
0 0
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
=1, для сталі – 1
5,04
X0 = 0,144 lg + 0,0157 1= 0,38.
0,017
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
D 3
cp = D12 D13 D23 , . (3.16)
D 3
cp = 8 8 8 = 8,9 м.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F+ F
rпр = (1,151,20) cт . (3.16)
70+11
rпр = (1,15) = 5,84мм.
3,14
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 = , (3.17)
F
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 .
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями
(3.5) – (3.17), робимо висновок, що вибрані параметри провідника здатні
забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Отже, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з незначними
втратами напруги передавати розрахункову потужність в напрямі до
підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що визначається
на 6 ступені, кВА (S пр= 7610 кВА з п. 2.5).
Тоді отримаємо
РТ = 0,02 6081=121,6 кВт;
QТ = 0,16081= 608,1 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
2 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП = 0,95 (4465,4 +121,6) + (4585 + 608,1) = 6582,4 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
Snp(6 ст.)
SТ = ,
2 0,7
6582,4
Sтр = = 4702кВА.
2 0,7
За цим значенням потужності трансформатора попередньо вибираємо
номінальну потужність трансформатора ГПП, Sном тр = 6300 кВА.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати S
пp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
S, кВА
7000
Sм =6582,4 кВА
6500
6582,4
6000 Sн.тр =6300 кВА
5957
5500
5295
5000
4762
4500
4633
4000
3971 3971
3500
3309
3000
2500 2647 2647 2647
2000
1986 1986
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t , год
Рисунок 4.1 – Упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
n
(S2
i ti )
1
К = i=1
1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=1
де S – номінальна потужність трансформатора, МВА;
ном Т
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / / /
2 та K2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
((2,652 1) + (1,992 1) + (1,992 2) + (2,652 1) + (4,762 1) + +(5,962 2) + (4,632 3) +
1 +(3,982 3) + (5,32 2) + (3,982 3) + (3,312 1) + (2,652 1))
К1 = = 0,6
6,3 (1+1+ 2 +1+1+ 2 + 3+ 3+ 2 + 3+1+1)
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
1
К/ i=1
2 = , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
' 1 (6,622 3)
К2 = =1,05.
6,3 3
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9×S
'' розр '' 0,9×6,5824
К2 = ; К2 = =0,94.
Sн.тр 6,3
Приймаємо коефіцієнт перевантаження рівним К2 = К2´ = 1,05.
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць [3] визначаємо допустиме систематичне
перевантаження К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К
2;
1,31,05.
На основі розрахунків остаточно приймаємо номінальну потужність
трансформатора Sн.тр=6300 кВА; марки ТМН 6300/110 У1 з напругами
ВВ=115 кВ; НВ=11 кВ, Ік.з. – 1%, втрати х. х. – 11кВт, втрати к. з. – 44кВт.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Отже, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
S кожного з них має відповідати двом умовам.
ном Т
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження S тому що в разі
np(6 ст.)
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції.
Цю умову можна записати так
Snp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
Snp(6 ст.).а
Sном Т , (4.8)
К2.а
де S – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
np(6 ст.).а
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження.
У загальному випадку використовують нормативну документацію,
експлуатаційну документацію на трансформатор. Для визначення
навантажувальної здатності проводять розрахунки за допомогою відповідних
програм на ЕОМ. В нашому випадку умови виконуються.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК Q .
НК1
Визначається додаткова потужність НБК Q з метою оптимального
НК2
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
SТП 355,5
SприблТ = = = 253 кВА.
2 0,7 2 0,7
На основі цих значень потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, марки ТМЗ-400/10.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП в
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відмикатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює:
P
Nmin =
max + N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
309,7
Nmin = + 0,96 = 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [13] у
функції Nmin і N , m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Q ,
max T
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
вона за формулою
2
Q 2
max T = (Nе кзаван.ф Sном T ) − Рmax , (4.12)
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф =
Ne Sном T
355,5
kз.ф = = 0,444.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,444 400)2 − 355,52 =125,3 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
QHK1 =175,4−125,3=50,1 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −Q
0,4 HK1 − Nе Sном Т , (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1,
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,15.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів (квар)
QНК2 =175,4−50,1−0,15 2 400=5,3 квар.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів, за
виразом (4.9), складе
QHK = 50,1+ 5,3= 55,4 квар.
сум
Обираємо конденсаторну установку КРМ-0,4-25/5 на 25 квар, в кількості
2 шт. Сумарну потужність КУ обираємо з запасом, з урахуванням можливого
розширення виробництва.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
ТАБЛИЦЯ 4.1
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
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.
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [1, 2, 4, 8].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства. Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних
установок визначають в відповідності з графіком навантажень та з
урахуванням технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання. В необхідних випадках для збільшення кількості
ступенів регулювання допускають застосовувати секції компенсуючих
пристроїв різної потужності. У разі наявності на підприємстві декількох
конденсаторних установок застосовується багатоступеневе регулювання
сумарної реактивної потужності, яка генерується усіма конденсаторними
установками підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей
у відповідності з графіком навантаження. Розподіл компенсуючих пристроїв
на різних ступенях системи електропостачання виконується на підставі ТЕР.
Найбільший економічний ефект забезпечується розташуванням цих засобів
близько від ЕП з найбільшим споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів. Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В
на ТП або на головній дільниці магістрального шинопроводу допускається
лише в тих випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за
умовами пожежної безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік. У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з
джерелами вищих гармонік потрібно перевіряти ймовірність
перенавантаження конденсаторів струмом в розрядженому або близьких до
цього режимах і застосовувати необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [3, 4].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,92);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 115 квар –
відповідно до даних завдання до даної роботи), отримаємо максимальну
реактивну потужність на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,92×4585,1+608,1-115-1298=3413 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКЛ−10,5−1800−У1
потужністю QБСК = 1800 квар при номінальній напрузі живлення Uн = 10,5 кВ.
Сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQБСК = 3600 квар,
при номінальній напрузі живлення 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 4]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
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.
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії.
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах.
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності
так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення
0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема
розподілу електроенергії
Розрахунок проведемо на прикладі цеху гідравлічних насосів та
електромоторів. За розрахункову потужність кожного трансформатора
приймаємо максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10
(кВт) та реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат
потужності в трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4.
Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з
достатньою для практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10%
повної максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Рмакс10 =309,7+0,02 2 400 =325,7 кВт;
Qмакс10 =175,4+0,12 400= 255,4 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Позиція Рм.Σ 0,4 кВт Qм.Σ0,4 квар Sн.тр кВА Рм.10, кВт Qм.10, квар
1 2 3 4 5 6
ТП-1 309,7 175,4 2×400 325,7 255,4
ТП-2 1501,2 1460,1 2×1600 1565,3 1780,2
ТП-3 651,6 708,8 2×630 676,9 834,1
ТП-4 386,2 459,1 2×400 402,1 539,2
ТП-5 704,9 858,5 2×630 730,2 984,4
ТП-6 265 222,5 2×250 275,2 272,4
ТП-7 304,4 320,9 2×250 314,5 370,8
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 нашого цеху Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно електричної схеми
живлення і розрахункових потужностей за виразом
S 2 2 (5.3)
л(ТП−1) = Рмакс10 +Qмакс10 ,
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
Sл(ТП-1) = 325,72 + 255,42 = 414,0 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
Iл =
л , (5.4)
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
414,0
Iл(ТП−1) = = 23,902А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2.
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
23,902
F 2
ек(ТП−4) = =14,9 мм .
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 приймаємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривалодопустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, Іл, Ідоп,
S 2
л ,кВА Прийнята F, мм
кабелю м А А
ГПП–ТП1 414,0 140 23,9 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП2 483,7 110 26,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП3 748,34 100 41,15 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП4 551,8 240 31,9 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП5 756,91 175 41,62 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП6 647,47 305 35,6 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП7 1130,93 190 62,18 140 АСБГ(3×70)
ГПП–ТП8 1051,49 145 57,82 115 АСБГ(3×50)
ГПП–ТП9 818,09 110 44,98 90 АСБГ(3×25)
ГПП–ТП10 627,98 180 34,53 75 АСБГ(3×16)
ГПП–ТП11 590,61 250 32,47 75 АСБГ(3×16)
ГПП–БСК10 1800 10 104 205 АСБГ(3×95)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Виконаємо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить підстанцію
ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за виразом:
І І К К , (5.5)
л т.д 1 2
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
23,902 90 1,04 0,87;
23,902 74,9.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом:
2 I I К К К (5.6)
л т.д 1 2 3,
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 23,902 90 1,04 0,87 1,25;
47,804101,8.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 Іл L (r0 cos + x sin), (5.8)
0
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,2 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 325,7
cos = = = 0,79;
S 414,0
Q 255,4
sin = = = 0,62.
S 414,0
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 23,902 0,035 (0,2 0,79+0,92 0,62) =1,12 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова (5.7)
1,12 52,5.
Вибраний кабель повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [2, 4]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 [2], яка в т.ч. надає загальну
методику розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.
Утакому випадку параметри елементів схем заміщення можуть бути
визначені в іменованих одиницях (додаток 1 вказаного стандарту), або у
відносних одиницях з приведенням значень параметрів розрахункових схем до
вибраних базисних умов (додаток 1 вказаного стандарту).
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою:
S
I б
б = .
3 Uб
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: I
б2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2000 МВА – з вихідних даних до роботи).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,05.
2000
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
R б
пл = r0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл = х б
0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 70 км – з вихідних даних до роботи ).
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,329 70 = 0,17;
1152
100
хпл = 0,195 70 = 0,1.
1152
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за формулою
U
х = к S
б , (6.4)
тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
Uном В 115
n = = =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = =1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення I періодичної складової струму КЗ,
п 0
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [4, 6] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі):
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 = (хc + хпл ) + R 2
пл ;
2
ZК1 = (0,05+ 0,1) + 0,172 = 0,23 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = = 2,17 кА.
0,23
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 = 2 IкзК1 kудК1, (6.6)
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
хc+х
k пл
удК1 =1+ е ;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
0,17
−3,14
k 0,05+0,1
удК1 =1+ 2,71 =1,4.
Підставивши у формулу (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 2,17 1,4 = 4,28 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
I
IкзК2 =
б2 , (6.7)
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 = (хс + хпл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл)2 ;
2
ZК2 = (0,05+ 0,1+1,67 + 0,21) + (0,17 + 0,21)2 = 2,06 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 = = 2,67 кА.
2,06
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
іудК2 = 2 IкзК2 kудК2; (6.8)
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
R
−3,14 пл+Rшл
х +х
k =1+ е с пл+хтр+хш
удК2 ;
0,17+0,21
−3,14
kудК2 =1+ 2,71 0,05+0,1+1,67+0,21 =1,68.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
і = 2 2,67 1,68 = 6,32 кА. удК2
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 = (Хс +Х 2 2
пл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
ZК3 = (0,05+ 0,1+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,21+ 0,082)2 +
+(0,17 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,061)2 = 3,41.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 = =1,62 кА.
3,41
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
і = 2 I k ; (6.10)
удК3 кзК3 удК3
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
Rпл+Rш+Rавт+Rш+Rавт1+R
−3,14 л1
Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х
kудК3 =1+ е с пл тр ш авт ш авт1 л1 ;
0,17+0,21+0,41+0,21+1,1+0,061
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,1+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,09.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
іудК3 = 2 1,62 1,09 = 2,48 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
Z = (Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х +Х )2 + (R +R +R +R +R +R )2
К4 с пл тр ш авт ш авт2 л2 пл ш авт ш авт2 л2 ;
ZК4 = (0,05 + 0,1+1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,17 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,063)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 = =1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 = 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+Rш+R
−3,14 авт+Rш+Rавт 2+Rл 2
Хс+Хпл+Хтр+Хш+Хавт+Хш+Хавт 2+Х
k =1+ е л 2
удК4 ;
0,17+0,21+0,41+0,21+1,1+0,063
−3,14
k =1+ 2,71 0,05+0,1+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,15.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,611,15 = 2,47 кА.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
х с
К1
х л
Результати розрахунків заносимо до таблиці R6. л1 .
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП К1
Точка короткого х т р
К1 К2 K3 К4
замикання
К2 Rт р
Z*к, в.о. 0,23 2,06 3,41 3,42
І х а в т
КЗ, кА 2,17 2,67 1,62 1,61
іуд, кА 4,28 6,3R2 а в т 2,48 2,47
х ш
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ Rш
К2
Розрахунок струму однофазного кхо ар в от 1 т к ого замхи ак в т а 2 н н я здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової сRхе м и (рисуноRк 6 . 2), що містить точку
К3 К4 ав т 1 ав т 2
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припухщ я 1 е н нями, вкхаз яа 2 н и ми у [1, 2].
Для розрахунку струму однофазногоR я з 1а м икання Rна я 2 з е млю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і склКа3 д а є мо схемКу 4 з а м іщення
Т П 1 Т П 2
(рисунок 1.4) зі струмом короткого замиканням в точці А.
Т П 1 Т П 1
S А
кз
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х с 0 однхо лф 0 а А з н о гох К т р З 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо: U к 0
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою Ли с т
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ко п и р о в а л S Фо р м а т A4
Iб =
б .
3 Uб
Відповідно:
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рисунок 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х = n х ; (6.13)
0 пл
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =30,1= 0,3.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
S(1)
к = k S(3)
к ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2000 = 3000 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
(1)
I(1) Sк
к = , (6.14)
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
(1) 3000
Iк = =15,74 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 = хс2 = хс, ( хс = 0,05 – визначається раніше).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
3 1 І
х б
с0 = − хс1 − х
с2;
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,05− 0,05 =1,03.
15,74
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(1,03+ 0,3)(1,67 +1,67)
х0 = = 0,82.
(1,03+ 0,3) + (1,67 +1,67)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
І(1) 3 1 І
= б , (6.16)
кзА
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,05 + 0,1 = 0,15.
Підставивши у формулу (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
(1) 3 15,5
ІкзА = = 27,5 кА.
0,15 + 0,15 + 0,3
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності.
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ.
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [4].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Каталожні дані вимикача Умови вибору
Розрахункові дані
ВГТ-110-40/2500 У1
Uн = 110 кВ Uном = 110 кВ Uн Uном
Іmах = 34,6 А Іном = 2500 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 67 кА іуд Ім.м.ск
In.t = 2,17 кА Iвідкл. = 40 кА Іn.t Івідкл
Вк = І 2
t= tф = 4,282 0,05 = 0,92 Вк = І 2 t 2 2
m m = 67 0,05= 224,4 Вк ІТ tT
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на проміжку часу
tm, кА;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка виділяється в
апараті під час дії струмів КЗ;
Івідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Каталожні дані роз’єднувача Умови вибору
Розрахункові дані
РДЗ-2-110Б/1000 У1
Uн = 110 кВ Uном =110 кВ Uн Uном
Іmах = 34,6 А Іном = 1000 А Іmax Іном
Iуд = 4,28 кА Iм.м.ск. = 80 кА іуд Ім.м.ск
Int = 2,17 кА Iвідкл. = 31,5 кА Іn.t Івідкл
Апаратура вважається правильно вибраною, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.3
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =16,4 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
В = І 2
к t= tф = 4,772 3= 68,26 2
Вк = Ітер tтер = 422 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА.
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S =15 ВА r2ном =1,2 Ом .
ном
Опір приладу r2прил
Sприб
r = , (7.2)
2прил
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S2Н− I2
2Н (rприл + rк )
rпров = . (7.3)
I2
2Н
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
S − I2 2
2Н 2Н (rприл+ rк ) 15 5 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 52
2Н
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
F
пр = , (7.4)
rприл
0,02 7
Fпр = = 0,28 мм2
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/1250
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1А Ін = 1250 А
іуд = 3,32 кА Iм.м.ск. = 31,5 кА
Int= 2,67 кА Iвідкл. = 31,5 кА
Вк = І 2
t= tф = 3,322 0,12 =1,32 В = І 2 t =31,52
к m m 0,12=109
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Sроз
Ір10 = , (7.5)
3 × Uн
6080
Ір10 = = 319,1 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Каталожні дані вимикача
Розрахункові дані
ВБ4-П-10/630
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =159,6 А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск. = 20 кА
Int= 1,91кА Iвідкл. = 20 кА
В = І 2 t = 3,72
к t= ф 3= 41,07 Вк = І 2
m tm = 202 0,12 = 48
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
6080 / 2
Ір10 = =159,6 A.
3 ×11
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (пункти 1.6.6 – 1.6.8), вибирають
за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5).
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані трансформатора
струму ТОЛ-10 (800/5)
Uн =10 кВ Uн = 10 кВ
Імах =319,1 А Ін = 800 А
іуд = 6,32 кА Iд = 14,8 кА
В = І 2 2 2 2
к t= tф = 3,7 2 = 27,38 Вк = Іm tm =14,8 0,12 = 26,2
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА ,r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I = 5А. До трансформаторів
2H
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження трансформаторів
струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А Sприл = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
Sприл 6,5
rприл = = = 0,26 Ом,
І2 2
2 5
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк = 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
S2Н− I2
2Н (rприл + rк )
rпров = . (7.7)
I2
2Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
0,02 7
F = = 2,33 мм2
пр
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ, контрольний кабель з алюмінієвими жилами
2
перерізом 2,5 мм
rпров.ф + rприл rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
(пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМИ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою.
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
споживається
Прилад Тип
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Э-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
реактивної СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-И670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Споживана
потужність однієї
котушки, Вт
Кількість
котушок, шт
cosφ
sinφ
Число
приладів, шт
Продовження таблиці 7.8
Лічильник
реактивної
СР-И676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10 (рис. 7.1).
Рисунок 7.1 – Трансформатор напруги НТМИ–10
Розрахунок навантаження основної обмотки трансформатора
виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Э-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-И466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: - - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5 S2H =120 ВА більше S = 0,077 ВА, то він буде працювати з
ф
допустимою похибкою.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
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
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [4]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
2470 0,2
Fmin = =13,4мм2,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де t – тривалість дії захисту, с;
зах
t – тривалість дії вимикача апаратури, с.
відкл
tф = 0,08 + 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації тощо. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення.
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПВЕ розд. 2.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу.
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів, яке пов’язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 8.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід,
3 − електроприймачі
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми.
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів призводе до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії.
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі.
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає в собі визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При прєектуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
10 % від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [1, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [1].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 49 м;
− ширина В = 32 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [7]:
− коефіцієнт відбиття від стелі п = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами типу ДРИ.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 6 −1− 0,5 = 4,5 м,
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [7]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами типу ДРЛ — hс = 0,5);
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 49 32
i = = 4,3.
Hp (A + B) 4,5 (49 + 32)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,5 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані = =1,5 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L = Hp =1,5 4,5 = 6,75 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 32 м
В 32
пр = = = 5 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 49 м
A 49
п .
с.р. = = = 8
LB 6,3
Загальна кількість світильників
псв = пр пс.р. = 5 8 = 40 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [7].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
100 Ен А В z kз 100 200 49 32 1,11,3
ФП = = =13036,3 лм,
n в 40 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [7];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 — для ламп ДРЛ [7];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 40.
Виходячи з умови 0,9 ФП Фсв 1,2 Ф , обираємо газорозрядні лампи,
П
потужністю 0,92 кВт, зі світловим потоком Фл = 18000 лм,
св = 0,8
0,9 ФП Фл св 1,2 ФП ;
0,9 13036,318000 0,81,2 13036,3;
11732,7 12694,2 15643,6 .
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Рå = Рл n =92040=36,8 кВт.
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
B−LB (np −1)
lB = 0,3 L
B = ;
2
2 0,3 LB = B − LB (np −1);
B = 0,6 LB + LB (np −1) = LB (0,6 + np −1) = LB (np − 0,4);
B 32
LB = = = 4,8 м.
np − 0,4 7 − 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB = 0,3LB = 0,34,8=1,45 м.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів для
розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
А −LА (nсв.p −1)
lА = 0,3 L = ;
А
2
2 0,3 LА = А − LА (nсв.p −1);
А = 0,6 LА + LА (nсв.p −1) = LА (0,6 + nсв.p −1) = LА (nсв.p − 0,4);
А 49
LА = = = 4,22 м.
nсв.p − 0,4 12 − 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА = 0,3LА = 0,34,22=1,26 м.
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − tgφ=0,2.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Qос = 36,8×0,2 = 7,4 квар.
Отримані результати добре узгоджуються з раніше отриманими
результатами попередніх розрахунків, що проводилися у п. 2.3.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [7] 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
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
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
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 живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
− необхідний рівень надійності живлення;
− регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела
живлення;
− простоту і зручність експлуатації;
− економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від
силових цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою
нейтраллю вторинної обмотки.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
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 8.2). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільчих пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
дод
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
живильній мережі приведені в таблиці 8.1.
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів к
п
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
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
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
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 Іроз , (8.1)
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
Іроз = ;
Uф cos
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Р 3
роз 10
Іроз = ;
2 U
ф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 3 3
роз 10 Pроз 10
I ,
pоз = =
3 U cos 3 U
л ф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,9 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
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
Рроз 103
37,4 103
І А.
роз = = = 62,9
3 Uф cos 3 220 0,9
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×35) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [5].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ [1] становить близько
10% від загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 6 А, обираємо
алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим
струмом 19 А [5].
Розрахунок 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 зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ПУЕ [1] напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а
також прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не
нижча 97,5 % U , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових
ном
будинків, аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, –
не нижча 95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до
ном
10 % U , якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в
ном
ламп не повинна перевищувати 105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де Uм – припустима втрата напруги в мережі;
Uхх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
номінальну);
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos+ Up sin) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U кз
a = ;
Sном.тр
U = U 2 −U 2 ,
p кз a
де Р – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
кз
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р ,
кз U
кз
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
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4), С = 46;
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M = L×P ,
1
M2 = P1× L1+ P2× (L1+ L2 )+ P3× (L1+ L2 + L3 )
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
М1 = Р1 L1,
1
Р = P
де 1 роз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 11 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 = 36,8 11=101,2 кВт× м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М = Р ,
2 1 L1 +Р2 (L1 +L2)
1 36,8
де Р1 = Pроз.ос Р
, 1 = = 9,2 кВт, L1+L2 = 42 м – відстань від ТП до
4 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 31 м – довжина магістралі
Рроз.ос 36,8
Р2 = = = 0,92 кВт.
40 40
Отже отримаємо
М2 =9,2 11+0,92 (31+12,5) =141,2 кВт·м.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C F
Для першої ділянки
101,2
U1 = = 0,09 %
46 25
Для другої ділянки
141,2
U2 = = 0,12 %
46 25
Результати показують, що вимоги, до відхилень напруги в найбільш
віддалених світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
підприємства – має бути не нижче 97,5 % Uном , таким чином умови
виконуються з достатнім запасом.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень.
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних
S>25 мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Q , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
тр. доп
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в IEC 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А;
Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. . ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [1, 12] з умов:
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за формулою
P
I = ном
pоз , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [1] э виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I = ном
pоз(однофаз) ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,38 кВ або 0,22 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Р , І
Споживач н cos φ І , А І , А н.доп.л,
р max Марка
кВт А
Індукційна установка 45 0,95 72,1 77,1 90 АВВГ(4х35)
Верстат токарний 28 0,95 44,8 56 65 АВВГ(4х16)
Піч опору* 55 0,9 93 115,6 135 АВВГ(4х50)
Вентилятор 4,5 0,8 8,5 10,7 19 АВВГ(4х2,5)
Зварювальна машина* 14 0,65 56,7 70,9 90 АВВГ(4х35)
Верстат плоско-шліфувальний 27 0,65 63,2 79 85 АВВГ(4х35)
Установка контролю параметрів
8,5 0,65 19,9 24,9 27 АВВГ(4х4)
виробів
Свердлильний верстат 12 0,6 30,4 38 42 АВВГ(4х10)
Паяльні установки поверхневого
18 0,6 45,6 57 65 АВВГ(4х16)
монтажу
Розточний верстат 9,5 0,65 22,2 27,8 32 АВВГ(4х6)
Металорізальний верстат 4,8 0,6 12,2 15,2 19 АВВГ(4х2,5)
Фрезерний верстат 12,2 0,6 30,9 38,7 42 АВВГ(4х10)
Міні-кран 30 0,5 91,3 114,1 135 АВВГ(4х50)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку приймаємо КП =0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП І р.РП , А IН . ДОП , А Марка
1 2 3 4
РП1 137,5 200 АВВГ(4х95)
РП2 130 200 АВВГ(4х95)
РП3 108,2 135 АВВГ(4х50)
РП4 127,4 200 АВВГ(4х95)
РП5 151,3 200 АВВГ(4х95)
РП6 136,7 200 АВВГ(4х95)
РП7 244 390 АВВГ(3х185)+(1х95)
РП8 371,7 390 АВВГ(3х185)+(1х95)
Конденсаторна установка 47,7 65 АВВГ(4х16)
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5S
I = м(ІІ) 0,5355,5
р.с.в = =270А.
3 Uн 3 0,4
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-37 400/400, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=400А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм -(ΔUтр +Uм +ΔUсп )−5 ,
1
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ
0 ) . 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху по виготовленню ретрансляторів та радіомодулів бездроових пристроїв –
розточного верстату для якої Ір=22,2А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6
мм2, питомий активний та індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км,
Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×22,2×0,04×(0,58×0,65+0,6×1,17)=1,66В ;
л2
1,66
ΔU (%) = 100%=0,42%.
л2 400
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔUт = м ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора;
Sнт – номінальна потужність трансформатора;
ΔР
Uа = кз ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
U 2 2
р = u кз -U а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
1 355,5
Sм = Sтп = =177,7 кВА.
2 2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
U = 4,52 -1,382 = 4,3% .
р
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
177,7
ΔUТ = × (1,38×0,74 + 4,3×0,67) =1,72%.
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
100% +5 %−1,73 % − 0,44% = 102,83% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 = U 2
1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м.
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень.
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ.
В якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11, в нашому
випадку таким РП буде − ПР11-3053-54У3.1. Зовнішній вигляд РП показано
на рис. 8.8.
Рисунок 8.8 – Шафа (пункт) розподільчий серії ПР-11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [2]. 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.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4)не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 10% начального значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму Кз, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема зєднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи ( на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС=0,5 мОм
[5, 6].
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. Активний та індуктивний опір
силових трансформаторів у міліомах, приведений до ступеня низької напруги
мережі розраховують за формулами:
Р U2
r = к НН
т 106 ;
S2
нт
2
2 100P
к U2
x = U - НН 4
т к 10 ;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
r 6
т = 10 =5,5 мОм ;
4002
2
100 5,5 0,42
xт = 4,52 - 4
10 =17,1 мОм .
400 400
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [5] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK = rKQ =1,0 мОм;
rKL1 = rKL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно додатку [5]:
rQF1 = 0,25 мОм;
rQF 2 = 0,65 мОм.
rQF 3 = 2,15 мОм;
ХQF1 = 0,1 мОм;
ХQF 2 = 0,17 мОм;
ХQF 3 =1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно [5]
rTA =1,7 мОм;
ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в додатку
2 [13]:
rL1 = r0 L1;
X L1 = x0 L1;
rL2 = r0 L2;
X L2 = x0 L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 = 0,32 16 = 5,12 мОм;
X L1 = 0,057 16 = 0,912 мОм;
rL2 =1,54 3 = 4,62 мОм;
X L2 = 0,062 3 = 0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»
r = r + r
(КЗ) T K + rQF1+ rK + rTA + rK + rQF2 + rKQ + rKL1+ rL1+ rQF3+ rKL 2 + rL 2 .
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ)
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,2 мОм.
Х = ХС + ХT + Х + Х + Х
(КЗ) QF1 TA QF2 + ХL1+ ХQF3+ ХL 2 .
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 22,8 мОм.
(КЗ)
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,2) + (22,8) =33,3 мОм.
(КЗ)
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
1,05× 400
ІКЗ(КЗ) = = 7291,1А.
3 ×33,3×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»
r = rT + rK + rQF1+ rK + rTA + rK + rQF2 + r
(К 2) KQ + rKL1+ rL1+ rKL 2 .
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 17,4 мОм.
(К 2)
Х = ХС + ХT + ХQF1+ ХTA + Х
(К 2) QF2 + ХL1 .
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,1 мОм.
(К 2)
Повний опір буде рівний:
2 2
Z = (17,4) + (21,5) = 27,6 мОм.
(К 2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
І
КЗ(К 2) = = 8796,2А.
3 × 27,6×10-3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»
r = rT + rK + rQF1+ r + r .
(К1) K TA
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,5 мОм.
(К1)
Х = Х + Х + Х + Х .
(К1) С T QF1 TA
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,4 мОм.
(К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,5) + (20,4) = 22,5 мОм.
(К1)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
Струм короткого замикання в точці К2
1,05× 400
ІКЗ(К1) = =10789,9А.
3 × 22,5×10-3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
іа0 = 2 ІКЗ ,
(8.1)
іа0(К1) = 2 10789,9 =15213,9 А;
іа0(К 2) = 2 8796,2 =12402,6 А;
іа0(К 3) = 2 7291,1=10280,5 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
−
T
і a
at = ia0 e , (8.2)
де t – час, с;
T – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
a
дорівнює
x
T
a = ,
r (8.3)
c
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
іуд = 2 Іп0 К уд , (8.4)
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
tуд
−
де Т
К
уд = 1+ sin e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
K
кривими рисунка 1 [12], які визначають значення Куд в залежності від
x
,і
відношення ;
r
,і
– кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
к
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
к = arctg ; (8.5)
r
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
/ 2 +
t = 0,01 K
уд . (8.6)
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [3, 5].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x 20,4 x x
(К1)
= = 2,2; (К 2) 21,5 (К 3) 22,9
= =1,2; = = 0,94;
r 9,5 r 17,4 r 24,3
(К1) (К 2) (К 3)
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складатиме:
К уд(К1) =1,22; К уд(К 2) =1,1; К уд(К 3) =1,05.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іуд(К1) = 2 10789,9 1,22 =18560,9 А,
іуд(К 2) = 2 8796,2 1,1=13642,9 А,
іуд(К 3) = 2 7291,11,05 =10794,5 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
І , А
КЗ 10789,9 8796,2 7291,1
іуд , А 18560,9 13642,9 10794,5
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатора. Оскільки нами обрано у
якості цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, то все
обладнання якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них
автоматичними вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані
на довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до
струмів КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності. Таким
чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє задовольняти вимоги
стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження :
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати.
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
.
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових
таблицях.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
Найменування обладнання Ір, 1,1 ∙ Ір, 1,25·Іп Тип ІН.В.А., ІН.Т.Р.,
А А А апарату А А
Металорізальний верстат 12,2 13,4 76,3 ВА47 – 29 63 16
Фрезерний верстат 30,9 34 193,1 ВА47 – 29 63 40
Індукційна установка 72,1 79,3 450,6 ВА47 – 100 100 80
Вентилятор 8,5 9,4 53,1 ВА47 – 29 63 10
Зварювальна машина 56,7 62,3 288 ВА88 – 33 160 63
Верстат плоско-шліфувальний 63,2 69,5 395 ВА47 – 100 100 80
Установка контролю параметрів
19,9 21,9 124,4 ВА47 – 29 63 25
виробів
Свердлильний верстат 30,4 33,4 190 ВА47 – 29 63 40
Паяльні установки
45,6 50,2 285 ВА47 – 100 100 63
поверхневого монтажу
Розточний верстат 22,2 24,4 138,8 ВА47 – 29 63 32
Верстат токарний 44,8 49,3 280 ВА47 – 100 100 50
Піч опору 93 102,3 306,9 ВА88 – 33 160 125
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Продовження таблиці 8.7
Міні-кран 91,3 100,4 401,2 ВА88 – 33 160 125
РП1 137,5 151,3 962,5 ВА88-33 160 160
РП2 130 143 910 ВА88-33 160 160
РП3 108,2 119 757,4 ВА88-33 160 125
РП4 127,4 140,1 891,8 ВА88-33 160 160
РП5 151,3 166,4 1059 ВА88-35 250 200
РП6 136,7 150,4 956,9 ВА88-33 160 160
РП7 244 268,4 1708 ВА88-37 400 315
РП8 271,7 298,9 1902 ВА88-37 400 315
Комплектна конденсаторна
47,7 52,5 333,9 ВА88-33 160 63
установка (ККУ)
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має струм навантаження 190,1 А
(індукційна установка. Виконаємо дану перевірку згідно вищезазначеної
умови
1.90 > 1 . 80 = 80 А.
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять інші окремі споживачі.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І= 6,9 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр = tпр(п) + tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t = f (/ / ) (рисунок 8.4), де / / = I/ /
пр(п) / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) = 0,005 / / .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпр(а ) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
6906 0,02
Smin = =11,09 мм2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів.
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = EТ -(ΔUТ +Uм +ΔU
1 сп )−5 ,
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [3].
Величина UТ (%) знаходиться по формулі
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
S – номінальна потужність трансформатора, кВА;
ном Т
100 P
U = КЗ
a – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
Uр = U2 2
КЗ − Ua – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
355,5 5,8 5,8
UТ = 100 0,74 + 5,52 − ( 100)2 0,67 = 2,12%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (2,12 + 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = −0,19% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 2
U2 = Ет − 0,3(2,13+ 2,5) − 0,56 +5%,
U2 = 3,05% +5%
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання.
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції.
В даному проєкті використовується двотрансформаторна двохрядна
КТП типу − 2КТПЦ-400-10/0,4-У3, виробництва р. Білорусь. До складу КТП
входять: пристрій вводу з боку високої напруги (УВН); силовий
трансформатор; розподільний пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН
виготовляється в виконанні ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу
ВНПР і запобіжниками ПКТ. По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-
важільний привід, надійніше пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. Зовнішній вигляд трансформатора
зображено на рис. 8.11.
Опис РУНН. РУНН складається з набору шаф: шафи введення нижчої
напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи секційної – ШНС;
зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням).
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф.
Рисунок 8.11 – Зовнішній вигляд трансформатора ТМЗ−400/10
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження.
У КТП передбачені наступні захисту:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
У КТП передбачена наступна сигналізація:
− АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце.
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги.
Комплектна трансформаторна двотрансформаторна підстанція,
призначена для прийому, перетворення і розподілу електричної енергії
трифазного змінного струму промислової частоти 50 і 60 Гц на об'єктах
енергетики, нафтової і газової промисловості та інших об'єктах з
глухозаземленою або ізольованою нейтраллю на боці низької напруги. КТП
виготовляються відповідно до технічних вимог ГОСТ 14695-80, ГОСТ Р
51321.1-2000. Можливе розміщення КТП в блок-боксах холодного чи
утепленого (металевий зварний каркас, обшитий сендвіч-панелями) виконання
одно-і багатомодульної конструкції виробництва ЗАТ «ЧЕАЗ».
Двотрансформаторна КТП має два ввідних пристрої з боку високої
напруги, два силових трансформатори із захисними кожухами та розподільчий
пристрій з боку низької напруги. Крім того, підстанція може мати до двох
вводів від дизельної електростанції. При роботі двотрансформаторних КТП
передбачено автоматичне включення резерву і повернення в нормальний
режим роботи. Якщо КТП обладнана додатковим введенням від дизельної
електростанції (ДЕС), при зникненні напруги на обох вводах включається
даний ввід. Відключення вводу від ДЕС відбувається при появі напруги на
одному з основних вводів.У КТП застосовуються трифазні двохобмотувальні
силові трансформатори ТМЗ, який зображений на рис. 6.1. Розподільний
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
пристрій низької напруги (РУНН) призначено для прийому і розподілу
електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц, напругою
660/380/220 В, в мережах з глухозаземленою нейтраллю, і так само для
управління електроустаткуванням і захисту його від коротких замикань і
перевантажень.
РУНН − пристрої комплектні низьковольтні для розподільних пристроїв
являють собою шафи різної комплектації і габаритів. РУНН виготовляється в
металевих корпусах із застосуванням стаціонарних або викотних
автоматичних вимикачів, стаціонарних роз'єднувачів із запобіжниками.
Можливе виготовлення РУНН з вступними і секційними вимикачами
навантаження і мікропроцесорними блоками захисту.У ввідних шафах РУНН
встановлюються вольтметр для вимірювання лінійної напруги і амперметри
для виміру струмів в кожній фазі. Також встановлюються трифазні електронні
лічильники обліку активної, реактивної енергії. У РУНН на лініях
встановлюються трансформатори струму для підключення амперметрів. На
боці низької напруги застосовується схема з однією системою збірних шин,
яка секціонована за допомогою секційного вимикача.
Конструкція РУНН. РУНН конструктивно складається з модульних
елементів і дозволяє монтувати шафи будь-якої конфігурації зі стаціонарними
або висувними блоками. Шафи мають одностороннє або двостороннє
обслуговування, при цьому доступ до органів оперативного управління
здійснюється з фронтальної сторони. Ошиновка введення і збірна шина РУНН
виконуються на струм, рівний номінальному струму силового трансформатора
з коефіцієнтом 1,3 [5].
Шафи РУНН різного призначення поділяються на:
Шафа ввідна − призначений для підключення силових вводів і передачі
електроенергії на секції і відходячі лінії. Укомплектований пристроями
контролю та вимірювання. Типово РУНН комплектується аналоговими
приладами вольтметром і амперметрами, за запитом можливо комплектування
мікропроцесорним мультиметром (V, A, F, S, P, Q, cosф, гармоніки) з
можливістю передачі даних по цифровому каналу. У шафі може бути зібрана
схема АВР з самоповерненням або без самоповернення у вихідне положення.
Шафа секційна − забезпечує секціонування збірних шин. У шафі може
бути зібрана схема АВР − з самоповерненням або без самоповернення у
вихідне положення.
Шафа фідерних ліній − призначена для підключення і захисту ліній, що
відходять, використовується, як правило, з кабельними шафами. Також
призначений для живлення споживачів, обладнання автоматики, введення
електроенергії від незалежних джерел, розподілу електроенергії.
Допоміжні (різних потреб):
Кабельний шафа - розподільний пристрій низької напруги (РУНН) являє
собою набір шаф;
ШНВ − шафа низьковольтна ввідна;
ШНЛ − шафа низьковольтна фідерних ліній;
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
ШНС − шафа низьковольтна секційна.
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Перевезення кожного блоку об'ємної
підстанції здійснюється окремо, їх габарити допускають транспортування по
залізних і автомобільних дорогах. Приймання під монтаж залізобетонних
об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками для монтажу
електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в перевірці
розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля, маслозбірних ями,
якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною умовою при
прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка сопрягаемость
блоків і комплектність деталей для їх складання.
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. Якщо вона
розбита, трансформатор відключають, і з'ясовують причину, що призвела до
спрацьовування реле тиску, і за відсутності пошкодження (тобто реле
спрацювало від перевантаження) встановлюють нову діафрагму і включають
трансформатор під знижене навантаження. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві.
Розміщення КТП. Розміщуються КТП на перших поверхах. Розміщення
на інших поверхах має підтверджуватися техніко-економічним розрахунком.
Наприклад в багатопрогонових цехах великої ширини КТП розташовуються у
колон або біля допоміжних внутріцехових приміщень так, щоб не займати
площ, що обслуговуються кранами. При кроці колон, недостатньому для
розміщення між ними підстанцій, допускається знаходження однієї з колон в
межах приміщення підстанції. При рівномірному розподілі електроприймачів
з великими навантаженнями і насиченості цеху технологічним обладнанням
доцільно виділяти спеціальний проліт для розміщення підстанцій. КТП
повинні розміщуватися з найбільшим наближенням до центру живиться ними
навантаження і зі зміщенням їх в сторону джерела живлення.
Вбудовані і прибудовані трансформаторні підстанції (ТП), а також
підстанції з відкритою установкою трансформаторів біля зовнішньої стіни
цеху повинні передбачатися при неможливості або ускладнення застосування
внутріцехових підстанцій або при невеликих габаритах цеху.Вибір
трансформаторів для ТП, КТП.Трансформатори для ТП рекомендуються з
масляним заповненням. При наявності обмежень, що регламентуються ПУЕ,
приймаються трансформатори: сухі − для установки на випробувальних
станціях, в лабораторіях, електромашинних приміщеннях, виробничих
приміщеннях з пожежонебезпечними зонами, для розміщення нижче рівня
першого поверху, установці вище другого поверху, а також в тих випадках,
коли є неприпустимою встановлення масляних трансформаторів з пожежної
безпеки; з негорючих рідким діелектриком − у випадках, коли є
неприпустимою відкрита установка масляних трансформаторів з пожежної
безпеки і не можуть бути встановлені сухі трансформатори, а місць для
спорудження приміщень підстанцій немає.Однотрансформаторні підстанції
рекомендується застосовувати при наявності в цеху (корпусі) приймачів
електроенергії, що допускають перерву електропостачання на час доставки
«складського» резерву, або при резервуванні, що здійснюється на лініях
низької напруги від сусідніх ТП, тобто вони допустимі для споживачів III та II
категорій, а також при наявності в мережі 380-660 В невеликої кількості (до
20%) споживачів I категорії. Двотрансформаторних підстанції рекомендується
застосовувати в наступних випадках: при переважанні споживачів I категорії
та наявності споживачів особливої групи; для зосередженої цехової
навантаження і окремо розташованих об'єктів загальнозаводського
призначення (компресорних і насосних станцій); для цехів з високою питомою
щільністю навантажень (0,5-0,7 вище кВА / м2).
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Склад підстанції:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатора.
4. Розродільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
− шафа вимикача глибокого вводу;
− шафа секційного вимикача;
− шафа ліній, що відходять;
− шафа автоматизованої конденсаторної установки;
− шафа управління.
5. Шина перемикача.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
підстанція може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо комплектне дворядне виконання.
У складі підстанції використовується трансформатори, що мають досить
великі запаси електричної міцності ізоляції і є досить надійним апаратом в
експлуатації.
Як правило, для трансформаторів застосовується жорстка система
запресовування обмотки, яка не забезпечує автоматичну подпрессовку
обмотки по мірі усадки пресшпану. Тому після кількох років роботи для
трансформаторів передбачається проведення капітальних ремонтів, при яких
основна увага повинна бути приділена підпресовці обмоток.
На рис. 8.12 наведено зовнішній вигляд комплектної трансформаторної
підстанції (однорядної та двохрядної) внутрішньоцехового розміщення.
Рисунок 8.12 – Типові КТП внутрішньоцехового розміщення
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – релейний захист конденсаторної
установки 10 кВ
Необхідність застосування релейного захисту конденсаторної
установки. Електричні машини й апарати, лінії електропередачі й інші
частини електричних установок і електричних мереж постійно перебувають
під напругою і під протікаючим струмом, що викликає їхнє нагрівання. Тому в
процесі експлуатації можуть виникати ушкодження, що приводять до
коротких замикань (КЗ).
Короткі замикання виникають через пробій або перекриття ізоляції,
обривів проводів, помилкових дій персоналу (включення під напругу
заземленого встаткування, відключення роз'єднувачів під навантаженням) і
інших причин.
У більшості випадків у місці КЗ виникає електрична дуга з високою
температурою, що приводить до руйнувань струмоведучих частин, ізоляторів і
електричних апаратів. При КЗ до місця ушкодження підходять більші струми
(струми КЗ), вимірювані тисячами амперів, які перегрівають неушкоджені
струмоведучі частини й можуть викликати додаткові ушкодження, тобто
розвиток аварії. Одночасно у мережі, електрично пов'язаної з місцем
ушкодження, відбувається глибоке зниження напруги, що може привести до
зупинки електродвигунів і порушенню паралельної роботи генераторів.
У більшості випадків розвиток аварій може бути відвернено швидким
відключенням ушкодженої ділянки електричної установки або мережі за
допомогою спеціальних автоматичних пристроїв, що одержали назвурелейний
захист, які діють на відключення вимикачів.
При відключенні вимикачів ушкодженого елемента гасне електрична
дуга в місці КЗ, припиняється проходження струму КЗ і відновлюється
нормальна напруга на неушкодженій частині електричної установки або
мережі. Завдяки цьому скорочуються розміри або навіть зовсім запобігають
ушкодження встаткування, на якому виникло КЗ, а також відновлюється
нормальна робота неушкодженого встаткування.
Таким чином, основним призначенням релейного захисту є виявлення
місця виникнення КЗ і швидке автоматичне відключення вимикачів
ушкодженого устаткування або ділянки мережі від іншої неушкодженої
частини електричної установки або мережі.
Крім ушкоджень електричного встаткування, можуть виникати такі
порушення нормальних режимів роботи, як перевантаження, замикання на
землю однієї фази в мережі з ізольованими нейтралями, виділення газу в
результаті розкладання масла в трансформаторі або зниження рівня масла в
його розширнику й ін.
У зазначених випадках немає необхідності негайного відключення
встаткування, тому щоці явища не представляють безпосередньої небезпеки
для встаткування й можуть самоусунутися. Тому при порушенні нормального
режиму роботи на підстанціях з постійним обслуговуючим персоналом, як
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
правило, досить дати попереджувальний сигнал персоналу підстанції, На
підстанціях без постійного обслуговуючого персоналу й в окремих випадках
на підстанціях з постійним обслуговуючим персоналом проводиться
відключення встаткування, але обов'язково з витримкою часу.
Таким чином, другим призначенням релейного захисту є виявлення
порушень нормальних режимів роботи устаткування й подача
попереджувальних сигналів обслуговуючому персоналу або відключення
устаткування з витримкою часу.
Якщо призначенням релейного захисту є в першу чергу відключення
устаткування, то у функції електроавтоматики входить його включення. У
чистому виді до електроавтоматики відносять автоматичне повторне
включення (АПВ) і автоматичне включення резервного живлення або
механізму (скорочено автоматичне уведення резерву – АВР).
Існують також деякі види технологічної електроавтоматики, що
обслуговуються персоналом служб РЗА:
− автоматичне регулювання порушення генераторів і синхронних
двигунів
− автоматичне регулювання положення перемикача РПН силовий
трансформатора (АРНТ):
− автоматичне настроювання дугогасящих котушок компенсації
ємнісного струму
− замикання на землю в мережі 6-35кв (АРК);
− автоматичне регулювання батареї статичних конденсаторів;
− автоматику охолодження силових трансформаторів;
− автоматичну точну синхронізацію генераторів;
− автоматичну самосинхронізацію генераторів;
− автоматичний частотний пуск гідрогенераторів (АЧП);
− визначення місця ушкодження ліній електропередачі (ОМП).
− Крім цього існує протиаварійна режимна автоматика.
− До неї відносять:
− автоматичне частотне розвантаження (АЧР);
− автоматичне включення споживачів, відключених дією АЧР, після
− відновлення частоти (ЧАПВ);
− автоматичне регулювання частоти й активної потужності (АРЧМ);
− додаткове автоматичне розвантаження по напрузі (ДАРН);
− додаткове автоматичне розвантаження по струму (ДАРТ);
Є також протиаварійна системна автоматика: розвантаження
електростанцій, запобігання й припинення асинхронного режиму, запобігання
неприпустимого підвищення напруги у вузлі, балансувальна автоматика.
Основні вимоги до релейного захисту. До релейного захисту
пред'являються основні вимоги:
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
Швидкодія. Як уже вказувалося, швидке відключення ушкодженого
устаткування або ділянки електричної установки запобігає або зменшує
розміри ушкоджень, зберігає нормальну роботу споживачів неушкодженої
частини установки, запобігає порушення паралельної роботи генераторів.
Тривале протікання струму короткого замикання може привести до
ушкодження неушкоджених ділянок устаткування ліній, трансформаторів по
яких протікає струм короткого замикання через термічний перегрів
устаткування.
Селективність або вибірковість. Селективністю називається здатність
релейного захисту виявляти місце ушкодження й відключати його тільки
найближчими до нього вимикачами.
Застосовується кілька способів забезпечення селективності.
Селективність за принципом дії. Захист принципово не спрацьовує при
короткому замиканні поза зоною дії, наприклад зона дії дифзахисту перебуває
між її трансформаторами струму.
Селективність по чутливості. Струм, напруга або опір спрацьовування
вибирається таким чином, щоб захист не діяв при КЗ на суміжній лінії, або за
трансформатором - відсічення.
Селективність за часом: Витримка часу кожного попереднього захисту
убирає на щабель селективності більше чим наступна. Тому вона не встигає
спрацювати, тому що неї випереджає захист наступної лінії при
короткому замиканні на їй. Цей принцип найбільш простий, однак має
істотний недолік, що витримка часу росте в міру наближення до джерела
живлення, а значить зростання струму. Це суперечить принципу швидкодії,
тому доводиться визначати який принцип- швидкодія або селективність
важливіше. Значно поліпшує положення застосування східчастих захистів або
захистів із залежною витримкою часу. Використання східчастих захистів буде
викладено при розгляді принципів виконання захисту встаткування. Величина
щабля селективності визначається точністю захисту, швидкодією
застосованого вимикача й для сучасних мікроелектронних або
мікропроцесорних захистів становить 0.2 -0.3 сек.
Чутливість. Захист повинна мати таку чутливість до тих видам
ушкоджень і порушень нормального режиму роботи в даній електричній
установці або електричній мережі, на яких вона розрахована, щоб була
забезпечено її дія на початку виникнення ушкодження, чим скорочуються
розміри ушкодження встаткування в місці КЗ.
Надійність. Вимога надійності полягає в тому, що захист повинна
правильно й безвідмовно діяти на відключення вимикачів устаткування при
всіх його ушкодженнях і порушеннях нормального режиму роботи, для дії при
яких вона призначена, і не діяти в нормальних умовах, а також при таких
ушкодженнях і порушеннях нормального режиму роботи, при яких дія даного
захисту не передбачене і повинна діяти інший захист. Вимога надійності
забезпечується досконалістю принципів захисту й конструкцій апаратур,
добротністю деталей, простотою виконання, а також рівнем експлуатації.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
Необхідний стан пристроїв захисту підтримується плановими
перевірками релейного захисту, яких необхідно виявити й усунути виниклі
дефекти. У сучасних мікропроцесорних і мікроелектронних пристроїв захисту
існують вбудовані системи автоматичної й тестової перевірки, які дозволяють
швидко виявити несправності, що з'явилися, і тим самим запобігти відмові або
неправильній роботі захисту. Глибина таких перевірок може бути велика, але
не 100%. Тому наявність тестових перевірок або автоматичного контролю не
виключає необхідності планових перевірок, але істотно зменшують частоту й
об'єм їхнього проведення.
Для подальшого підвищення надійності застосовують принципи
ближнього або далекого резервування. Ближнє резервування забезпечується
установкою на даному приєднанні другого, резервного захисту, а для
резервування відмови вимикача спеціального пристрою резервування відмови
вимикача (УРОВ). При далекому резервуванні відмова захисту й вимикача
резервується резервним захистом на вищестоящому, що передує, елементі. В
комірках розподільчого пристрою 10 кВ КУ-10 встановлені вакуумні
вимикачі, які обладнані електромагнітними приводами. Тому доцільно для
живлення пристроїв захисту ланцюгів відключення вимикачів
використовувати змінний та випрямлений постійний оперативний струми.
В даному проєкті прийнятий випрямлений постійний оперативний
струм.
Захист від перенавантажень. Виконаний у вигляді максимального
струмового захисту. Елементи захисту – трансформатори струму ТА1, ТА2,
реле струму КА2, КА4 типу ТР-40. Захисту будується від максимально
робочих струмів мережі та з витриманням струму спрацьовує на відключення.
Захист від замикання на землю. Виконаний на трансформаторі струму
нульової послідовності ТМП-2 та реле струму КА5 типу РТ-40. Установка
спрацювання захисту вибирається з врахуванням стрибка ємнісного струму.
Захист спрацьовує на сигнал.
Захист від виткових замкнень в обмотках трансформатора та зниження
рівня масла.
Ці функції виконує газовий захист, виконаний на реле РГЧЗ-66. Захист
спрацьовує як на сигнал, так і з витримкою часу на відключення.
Захист конденсаторної установки 10 кВ. Конденсаторні установки,
приєднувані паралельно до приймачів електроенергії, призначаються для
підвищення коефіцієнта потужності в СЕПП. Їх використовують і для
місцевого регулювання напруги, тому конденсаторні установки
забезпечуються автоматичними регуляторами напруги (АРК). Регулювання
потужності БК було розглянуте в розділі компенсації реактивної потужності.
Основний вид пошкодження конденсаторних установок – пробій
конденсаторів приводить до двофазного короткого замикання. В умовах
експлуатації можливі також ненормальні режими, пов'язані з
перевантаженням конденсаторів вищими гармонійними струмами і
підвищенням напруги. Від пошкоджень і ненормальних режимів
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
конденсаторних установок передбачається захист, діючий при багатофазних
коротких замиканнях, перевантаженнях і підвищенні напруги. Конденсаторна
установка складається з одного або декількох окремо встановлених одиничних
конденсаторів, приєднаних до мережі через комутаційні апарати. Електрично
сполучені між собою одиничні конденсатори утворюють конденсаторну
батарею (БК) з єдиним комутаційним апаратом.
Відповідно до ПУЕ конденсаторні установки 10 кВ повинні мати
наступний захист:
а) захист від багатофазних КЗ;
б) захист від перевантаження струмами вищих гармонік;
в) захист від підвищення напруги;
г) від однофазних замикань на землю.
Захист від багатофазних коротких замикань передбачається для
всієї конденсаторної установки в цілому. Слід зазначити, що в мережах
напругою до 1 кВ вона виконується плавкими запобіжниками або
автоматичними вимикачами, а в мережах напругою вище 1 кВ, як в даному
випадку, - двофазним струмовою відсічкою.
Розрахунок струмів включення конденсаторних установок.
Максимальний струм к.з.:
Iк.з. макс=16,1кА.
Номінальна потужність конденсаторної установки (КУ):
Qном=1800 квар.
Номінальний струм конденсаторної установки:
Q
I ном
ном = ;
3 Uном
1800
Iном = =100 А .
3 ×10,5
Амплітудне значення струму включення конденсаторної установки:
Iвкл = 2× Іном× Ік.з.mаx ;
Iвкл = 2×0,1×16,1 =1,8 кА .
Амплітудне значення струму повторного запалювання:
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
Іпз = к× Івкл. ;
Іпз = 2,5×1,8 = 4,5 кА .
Амплітудне значення відключуваного струму масляного вимикача при
повторному запалюванні:
І
І = пз
відкл.розр ;
0,3
4,5
Івідкл.розр = = 15 кА .
0,3
Таким чином, амплітудне значення відключуваного струму масляного
вимикача менше (рівне) допустимого, рівного 15 кА.
Таблиця 9.1 – Розрахунок релейного захисту лінії до конденсаторної
установки
Познач Одиниця
Найменування Кількість
ення виміру
Амплітудне значення струму включення
Івкл 1800 А
конденсаторної установки
Мінімальний струм к.з. Ік.з. мін 16100 А
Коефіцієнт трансформації трансформатора 600/5
КІ
струму 800/5
Номінальна напруга конденсаторної
Uном 10,5 кВ
установки
Коефіцієнт трансформації трансформаторі
KU 10000/100 −
напруги
Даний вид захисту передбачається в тих випадках, коли можливе
перевантаження конденсаторів вищими гармонійними струмами. Захист
виконується загальний для всієї конденсаторної установки і діє на її
відключення з витримкою часу порядку t c.з. = 9 с.
Захист виконаний трансформаторами струму ТА1, ТА2 и реле струму
КА3, КА4, КА5 типу РТ-40.
Розраховуємо первинний струм спрацювання захисту:
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
Іс.з. = квідс× Івкл ;
Іс.з. =1,5×1800 = 2700 А ;
Визначаємо струм спрацювання реле:
І
І с.з.
спр. = ;
КІ
2700
Іспр. = = 22,5 А ;
120
2700
Іспр. = =16,9 А ;
160
Приймаємо тип реле РТ-40/50. Струм спрацювання повинен бути
уточнений при наладці з урахуванням фактичного струму включення при
спрацюванні реле.
Первинна напруга спрацювання захисту:
Ucз=квідсUном ;
Uсз =1,1×10,5 =11,55 кВ ;
Визначаємо напругу спрацювання реле:
U
U = cз
спр ; ;
КU
11550×100
Uспр = =115,5 В.
10000
Витримка часу захисту – 3 хв.
Приймаємо тип реле НЛ-6.
Первинний розрахунок закінчено.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж
підприємства
Вихідні дані. При виборі раціональної схеми зовнішнього
електропостачання підприємства необхідно враховувати категорію споживачів
електроенергії, потужність, що споживається ними, особливості технології
виробництва, кліматичні умови, забрудненість оточуючого середовища та інші
фактори [8].
Джерелом електропостачання нашого підприємства є зовнішня
енергомережа 110 кВ. Живлення від енергосистеми здійснюється по двом
лініям електропостачання з установкою на підстанції 110/10 кВ двох
трансформаторів з номінальною потужністю Sн.тр. = 6300 кВА, марки 2×ТМН –
6300/110 У1.
Укрупнені вартісні показники (УВП) електричних мереж напругою 110
кВ і вище призначені для виконання:
– техніко-економічних розрахунків при зіставленні варіантних рішень
вибору;
– схем електричних мереж (схемне проєктування);
– розробки обгрунтувань інвестицій і бізнес-планів;
– оцінки обсягу інвестицій при плануванні нового будівництва, а в
окремих випадках і при здійсненні реконструкції електромережевих об'єктів.
В основу визначення УВП покладені:
– матеріали, узагальнювальні кошторисні розрахунки до проєктів
конкретних об'єктів;
– вимоги до будівельної і механічної частини електромережевих
об'єктів, які визначені «Правилами побудови електроустановок» 7-го видання;
– «Загальні технічні вимоги до підстанцій 330-750 кВ нового
покоління»; «Загальні технічні вимоги до повітряних ліній електропередач
110-750 кВ нового покоління»;
– ціни, що діють на устаткування і матеріали заводів-поставщиків.
Базисні УВП враховують вартісні показники на 1 км. повітряних і
кабельних ліній, а також на підстанції в цілому і по їх основним елементам
для середніх умов будівництва в європейській частині.
УВП враховують усі витрати на споруду повітряних ліній і підстанцій
по об'єктах виробничого призначення (базисні показники вартості), витрати на
відведення земельної ділянки (вилучення, надання і передача її у власність або
оренду, а також витрати по оренді земельної ділянки в період будівництва)
визначаються у відповідності із земельним законодавством.
Засоби на відшкодування втрат сільськогосподарського виробництва,
викликані вилученням (або тимчасовим заняттям) земельних ділянок,
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
визначаються у розмірі вартості освоєння рівновеликої площі нових земель.
Усереднене значення вартості освоєння нових земель замість
сільськогосподарських угідь, що вилучаються, для сільськогосподарських
потреб складає Снз= 133 грн/м2 (станом на кінець 2015 р). Надалі, при
розрахунках, використані вартісні дані станом на кінець 2015 р.
Розрахунки УВП мереж зовнішнього електропостачання підприємства
проводимо в наступній послідовності:
− розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання;
− розрахунок вартості встановлення та підключення ввідної підстанції;
− розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних каналів;
− розрахунок вартості встановлення та підключення цехових підстанцій;
− визначення сумарних капітальних вкладень в будівництво та монтаж
системи зовнішнього електропостачання підприємства.
Розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж.
В процесі прокладання кабельних мереж (КМ) необхідно врахувати витрати на
прокладання кабельних траншей та улаштування в них кабельних каналів,
монтаж яких проводиться підрядною організацією, а розрахунок наведено в
табл.10.1.
Таблиця 10.1 – Витрати на улаштування кабельних каналів
Одиниця Кількість Вартість, грн
Стаття витрат
вимірювання Одиниці Всього
Витрати на прокладання кабельних
люд - днів
траншей 13 21121 27 4573
Витрати на піщану підготовку
люд - днів
траншеї 5 21225 106125
- витратні матеріали (пісок) тон 12 990 11880
Витрати на закладання
люд-днів
залізобетонного коробу 18 5830 104940
- витратні матеріали (з/б короб) пог.м. 1180 568 670240
Витрати на прокладання кабельних
люд-днів
мереж 25 4200 105000
- витратні матеріали:
кабель АСБ 3×25 пог.м. 2 485 450 1118250
кабель АСБ 3×35 535 1200 642000
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
Продовження таблиці 10.1
Витрати на облаштування
кабельних каналів люд-днів 25 4058 101450
(асфальтування, дренажування)
- витратні матеріали (асфальт) т. 21 3600 75600
ВСЬОГО 3210058
В даному пункті ми наведемо приклад розрахунку вартості прокладання
та підключення кабельних мереж на підприємстві. Наведені ціни на матеріали,
а також вартість робіт є орієнтовними, з огляду на їх постійні зміни в бік
збільшення.
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі
улаштування кабельних каналів знаходиться так
CулКК = ni CКК , (10.1)
де nі – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці кабельних каналів; nі = 0,23;
СКК– витрати на матеріали при улаштуванні кабельних каналів; СКК =
2517970 грн.
CулКК = 0,23 2517970 = 579133,1грн.
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж:
CподКМ = n O k Cпод.ч, (10.1)
де n– кількість зайнятих людей на підключення та випробування кабельних
мереж; n = 8 люд.;
О– обсяг робіт; О = 13 днів;
k– трудомісткість роботи; k = 0,75 люд.-днів;
Спод.ч– вартість підряду; Спод/ч=800 грн/люд.-днів.
CподКМ =8 130,75 800 = 62400 грн.
Дані на прокладання та підключення кабельних мереж наведені в
таблиці 10.2.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
Таблиця 10.2 – Витрати на прокладання та підключення кабельних
мереж
Стаття витрат Сума, грн.
Витрати на улаштування кабельних каналів, СКК 3210058
Витрата на транспортування і зберігання матеріалів в процесі улаштування
579133,1
кабельних каналів, Сул.КК
Вартість підряду на підключення та випробування кабельних мереж, Сп.подКМ 62400
Разом 3851591,1
Таким чином, ми отримали розрахунки укрупнених вартісних
показників мереж зовнішнього електропостачання підприємства, в тому числі
і розрахунок вартості прокладання та підключення кабельних мереж, а також
визначення сумарних капітальних вкладень в будівництво та монтаж системи
зовнішнього електропостачання дозволить встановити питомі капітальні
вкладення в схему електропостачання, за кожний 1 кВт споживаної
підприємством електричної енергії.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Безпека праці при проведенні паяльних робіт в процесі
виготовлення вузлів обладнання в приміщенні технічної лабораторії
В даній роботі проводиться розробка системи електропостачання
підприємством з виготовлення напівпровідникових перетворювачів
електричної енергії. В цехах та на дільницях підприємства проводиться
виготовлення різноманітних електронних блоків та вузлів, які містять
друковані плати з радіоелектронними елементами. Виготовлення подібних
блоків полягає, зокрема, в проведенні пайки елементів плат та контактів. Саме
тому для ефективної організації роботи спеціаліста у приміщенні технічної
лабораторії необхідно проаналізувати всі прямі та побічні фактори впливу
процесів пайки на працівників.
Монтаж електричних схем приладів та радіоапаратури проводиться за
допомогою різних видів паяння. Кожному з них властиві певні відповідні
шкідливі та небезпечні фізичні фактори, що відрізняються як кількісними, так
і якісними характеристиками. При цьому деякі види паяння продукують
одночасно декілька таких фізичних факторів, що призводять до травм,
погіршення умов праці і виникнення пожеж та вибухів. Такими потенційними
шкідливостями і небезпеками можуть бути: запиленість та загазованість
повітря робочої зони; наявність інфрачервоних випромінювань від
розплавленого припою у ванні або від паяльника; наявність електромагнітного
випромінювання високої частоти; дія ультразвуку на організм монтажника при
пайці хвилею, котра утворюється за рахунок дії ультразвуку на розплавлений
припій; дія електростатичного заряду; незадовільна освітленість робочих зон
або підвищена яскравість; незадовільні метеорологічні умови в робочій зоні;
дія бризок та крапель розплавленого припою; ураження електричним струмом.
Біологічна дія деяких вихідних компонентів припою наведена у таблиці 11.1.
Враховуючи шкідливість вихідних компонентів, що входять до складу
припою, флюсів та миючих середовищ, до приміщень та робочих дільниць, де
виконується паяння, ставляться особливі вимоги.
Таблиця 11.1 – Біологічна дія, клас небезпеки та гранично-допустима кон-
центрація (ГДК) у повітрі робочої зони деяких компонентів, що входять
до складу припою
Клас ГДК,
Компонент Характер токсичності та дії
небезпеки мг/м3
При вдиханні пилу вражаються легені,
Алюміній 3 2,00
виникає дифузний фіброз - алюміноз
Спостерігається ураження печінки, легенів,
Кадмій нирок, системи кровообігу, статевої та 1 0,10
репродуктивної функцій
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162
Продовження таблиці 11.1
Діє на центральну нервову систему, викликає органічні зміни
Марганець 2 0,30
головного мозку, дистрофічні зміни в печінці та легенях
Ураження органів дихання, шлунково-кишкового тракту,
Мідь 2 1,0
печінки, нирок, анемія, пневмосклероз
Ураження нервової системи, шлунково-кишкового тракту,
Нікель печінки, серцево-судинної системи (гіпотонія), системи крові, 2 0,50
слизової оболонки верхніх дихальних шляхів
Ураження бронхів, проліферативно-
Олово
кліткова реакція в легенях. 3 10,0
(оксид)
При тривалій дії можливий пневмоконіоз
Ураження нервової системи, крові, серцево-судинної системи,
Свинець шлунково-кишкового тракту, статевої системи, ураження 1 0,01
перебігу вагітності
Ураження дихальних шляхів, травного тракту, нервової
Сурма 2 0,50
системи, серцевого м'язу
Титан Астмоїдні бронхіти, емфізема, фіброз легенів. 3 10,0
Цинк Ураження дихальної та травної систем, нирок, серця 2 0,50
11.2 Аналіз вимог до виробничих приміщень, технологічних
процесів і обладнання
Дільниці, на яких зосереджені операції паяння, виділяють в окреме
приміщення. Опорядження приміщень, повітропроводів, комунікацій,
опалювальних приладів має допускати їх очищення від пилу і періодичне
обмивання. Стики стінні, стін зі стелею та підлогою роблять зкругленими;
стіни, віконні рами, опалювальні прилади, повітропроводи повинні бути
гладенькими та покритими олійною фарбою світлих тонів (панелі на рівні 1,5 -
2 метри від підлоги краще облицювати плиткою). Підлоги повинні бути
водостійкими та виготовлені з матеріалу, що має підвищену міцність і опір
стиранню та запаленню, без щілин та мати ухили до трапів каналізації.
При розробці технологічного процесу до програми робіт повинні
закладатись тільки стандартизовані припої та флюси.
Використання припоїв, до складу яких входять кадмій та свинець, слід
різко обмежувати, а при пайці у замкнених просторах, що погано
провітрюються, припої, які містять кадмій, слід виключити.
При пайці хвилею подачу, занурення та виймання виробів необхідно
виконувати автоматично, забезпечивши запобігання розбризкуванню припою.
При пайці автоматами з високочастотним нагрівом інтенсивність
електромагнітного поля не повинна перевищувати допустимі норми згідно
ДСН 3.3.6.096-2002. Крім того, автомати повинні бути обладнані вбудованими
місцевими відсмоктувачами. Переміщення дрібних виробів конвеєром
виконується у спеціальній тарі, яка виключає забруднення робочих поверхонь.
Рідкі флюси наносять на вироби за допомогою пензлика або спеціальних
пристроїв, що виключають забруднення флюсом робочих поверхонь або шкіри
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 163
рук. На постах паяння дозволяється зберігати флюс і припій у кількості
змінної витрати.
В більшості випадків здійснення пайки передбачає не тільки наявність
паяльника, але і необхідних комплектуючих, мінімальний набір яких
складається з контрольно-керуючого модуля і пружинного держателя, що є
основними модулями паяльної станції.
Стандартна паяльна станція спеціального призначення, у тому числі,
промислового, може бути укомплектована:
▪ термопінцетом (використовується для монтажних і
демонтажних операцій мініатюрних компонентів);
▪ феном локального підігріву (використовується, як
допоміжний підігрівача в місці пайки);
▪ тепловим випромінювачем (застосовується, щоб розігріти
плату, коли проводиться групова пайка);
▪ вакуумним пінцетом;
▪ допоміжної арматурою.
В залежності від призначення паяльної станції, її комплектація може
включати пристрої для проведення вузькоспеціалізованих операцій.
Паяльна станція буває:
▪ термоповітряною — цей вид пристроїв обладнаний феном і
передбачає пайку гарячим повітрям;
▪ індукційною — являє собою мініатюрний, але дуже
потужний і витривалий пристрій;
▪ імпульсною — застосовується для монтажу і демонтажу
будь-якої сучасної схеми;
▪ інфрачервоною — поряд з газовими паяльниками це
найкраща можливість відремонтувати мобільний телефон або планшет.
Технологічні особливості застосування паяльних станцій
В залежності від типу виконуваної пайки, пристрої поділяються на 2
категорії — свинцеві і безсвинцеві.
Обладнання для свинцевої пайки оснащено модулем, що регулює рівень
нагріву жала. Це можуть бути як прилади, робота яких базується на
електроенергії, так і станції індукційного типу.
Характерна особливість індукційних станцій полягає в тому, що їх
роботу забезпечує змінне магнітне поле.
При цьому кожен елемент пайки обробляється з різною потужністю,
вибір якої здійснюється автоматично, так як прилад самостійно визначає
теплоємність компонента пайки.
Використання індукційних станцій для пайки зручно в управлінні і
відрізняється високою тепловіддачею.
У тих випадках, коли необхідно зробити паяння дрібних елементів
схеми або важкодоступних компонентів, застосовують спосіб безконтактної
пайки. До безконтактним відносяться термоповітряні та інфрачервоні паяльні
станції.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 164
Принцип дії інфрачервоного обладнання для пайки базується на
властивостях інфрачервоних променів, одержуваних з керамічних або
кварцових елементів.
Основна сфера застосування станцій інфрачервоного типу —
комп’ютерні схеми і материнські плати.
Станції термоповітряного типу працюють за принципом точкової
передачі гарячого повітря, тому з їх допомогою можна легко прогріти
важкодоступні елементи, не зачепивши при цьому сусідні контакти.
Технологічне різноманіття видів і категорій паяльного обладнання
істотно ускладнює його вибір.
Майстри, що використовують звичайний паяльник, добре знайомі з
ситуацією, коли чутливі елементи приладу перегріваються, а відрегулювати
температуру не представляється можливим.
Це одна з причин, по якій краще віддати перевагу паяльної станції, ніж
паяльнику, оскільки в оснащення станції входить блок живлення, а з його
допомогою можна змінювати не тільки напругу, але і температурний режим
пристрою.
Тим не менш, недостатньо просто вибрати паяльну станцію з системою
термостабілізації. Важливо також врахувати потужність пристрою, особливо,
якщо використовуються тугоплавкі припої.
Інакше негативних наслідків не уникнути:
- завищена температура пайки призводить до перегріву компонентів
схеми;
- довговічність жала паяльника через перегрів різко скорочується;
- термін придатності нагрівального елемента зменшується;
- доріжки на платі перегріваються;
- якість пайки незадовільна.
У подібних випадках рекомендується звернути увагу на обладнання,
спеціально призначене для безсвинцевої пайки — по-перше, потужність таких
пристроїв значно вище, а по-друге, їх можна використовувати і для свинцевої
пайки.
Способи управління паяльним обладнанням
Окремої уваги при виборі паяльного обладнання заслуговує спосіб
управління станцією. Він буває цифровим і аналоговим.
Пристрої аналогового типу вимагають постійного контролю, тому що
при досягненні певної температурної позначки, їх необхідно відключати, щоб
не перегрівся паяльне жало. З іншого боку, після відключення пристрою
температура падає, і щоб здійснити паяння, необхідно знову дочекатися її
підвищення.
Пристрої цифрового типу працюють завдяки відповідному програмному
забезпеченню, яке забезпечує контроль температури нагрівання жала
автоматично. А тому, цифровий спосіб контролю забезпечує більш стабільний
і точний рівень підтримки температури, ніж аналоговий.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 165
Принципи вибору паяльної станції
Головне завдання паяльного обладнання — забезпечення якісного
з’єднання елементів, що в свою чергу, залежить від наступних конструктивних
і технічних параметрів:
- Типу нагрівального елемента. Сучасні виробники пропонують паяльні
станції з двома видами нагрівачів — керамічними та ніхромовими. Керамічні
нагрівачі швидко нагріваються, але чутливі до нерівномірного прогріву і
можуть тріснути. Але при наявності термостабілізації, нагрівачі з кераміки
показують хорошу тепловіддачу, високу потужність і довговічність. Тоді як
ніхром не здатний забезпечити тривалу експлуатацію нагрівача і тому
рекомендується для нечастого використання. Правда, нагрівач з ніхрому
коштує значно дешевше керамічного;
- діапазон регульованих температурних показників;
- швидкості розігріву;
- потужності. Як правило, якісний рівень роботи паяльної станції
залежить від доцільності її експлуатації. Все залежить від того, якого роду
потрібно пайка і для яких компонентів. Тому, потужність — це один з
найголовніших параметрів, що визначають вибір паяльного обладнання.
- напруги;
- ергономічних показників — ваги, розміру, форми.
Також об’єктивними факторами, що впливають на вибір паяльного
пристрою, вважаються:
- прийняті світовим співтовариством стандарти, які передбачають
безсвинцеву пайку. Це означає, що для забезпечення пайки знадобиться
обладнання з робочою температурою 250 °C;
- розміщення мікросхем в корпуси типу BGA. З одного боку, це
виправдано, так як дозволяє зменшити розмір виробів. З іншого боку, це
ускладнює всі пов’язані з пайкою процеси через важкодоступність
компонентів.
Серед широкого різноманіття паяльних станцій пропонується
використати паяльну станцію Handskit 909D.
Паяльна станція має в своєму розпорядженні не тільки паяльник і фен, а
й тестер з блоком живлення. Це дає можливість організувати повноцінну
майстерню з ремонту і ніколи не втрачати необхідні інструменти, тестер і блок
живлення завжди будуть під рукою.
Цифрове регулювання температури дає можливість точного
регулювання температури повітряного потоку, що забезпечить підбір
ідеального режиму роботи для різних компонентів. Подача повітря
здійснюється вентилятором в рукоятці фена, що виключає використання
товстого шлангу подачі повітря і забезпечує зменшення шуму при роботі. Все
це полегшує роботу і забезпечує економію робочого місця. Потужний нагрівач
забезпечує швидкий нагрів і точне підтримання температури у діапазоні 100 -
450°C незалежно від швидкості потоку повітря.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 166
Рисунок 11.1 – Зовнішній вигляд паяльної станції Handskit 909D
Широкий температурний діапазон жала паяльника забезпечить
можливість роботи з практично будь-якими компонентами. Жало паяльника -
керамічне. Це означає, що жало має додатковий антистатичний захист, який не
допустить впливу випадкових статичних розрядів на компоненти, на яких
відбувається пайка.
Чотири цифрових дисплея забезпечують інформативну роботу з усіма
пристосуваннями. Всі основні елементи управління станцією знаходяться на
передній панелі. Паяльна станція Handskit 909D має окреме включення для
кожного з інструментів, а також можливість від'єднати всі інструменти, крім
фена.
Технічні характеристики HandsKit 909D
Напруга живлення: 220 В;
Вихідна напруга: 26 В;
Робоча температура: 0°С - 50°С;
Температура зберігання: - 20°С - 80°С;
Вихідна потужність: 50 Вт;
Температурний діапазон паяльника: 200°С - 480°С;
Температурний режим фена: до 450°С;
Потужність термофену: 700 Вт;
Потужність повітряного потоку: 120 л/хв;
Розмір: 25.6 х 18.8 х 17.5 см;
Вага: 4.9 кг;
Комплектація HandsKit 909D:
- термоповітряна паяльна станція;
- паяльник;
- термофен;
- тримач для термофену;
- підставка під паяльник;
- 4 насадки для термофену;
- тестер;
- щупи для тестера і блоку живлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 167
Вимоги до систем вентиляції та опалення в процесі пайки. Роботи із
шкідливими і пожежовибухонебезпечними речовинами при нанесенні
припоїв, флюсів, паяльних паст, сполучників і розчинників повинні
проводитися за наявності робочої загальної та місцевої витяжної вентиляції.
Системи місцевих відсмоктувачів повинні включатися до початку робіт і
вимикатися після їх закінчення. Робота вентиляційних установок повинна
контролюватися за допомогою світлової та звукової сигналізації, яка
автоматично включається при зупинці вентиляції.
Повітрозахоплювачі місцевих відсмоктувачів повинні кріпитися на
гнучких або телескопічних повітропровідних трубах, здатних переміщатися в
процесі пайки паяльником до місця пайки. При цьому повинна бути
забезпечена надійна фіксація положення повітрозахоплювачів.
Конструкція місцевих відсмоктувачів і зона розташування всмоктуючої
частини повітроприймача вибирається залежно від габаритних розмірів і
форми виробів. У зоні паяння швидкість направленого потоку, що
утворюється місцевими відсмоктувачами, повинна на 0,2 м/с перевищувати
рухомість повітря в зоні пайки, але бути не менше 0,5 м/с. На дільницях, де
допускається природне провітрювання, швидкість повітря в зоні пайки, що
утворюється місцевими повітроприймачами, повинна бути не менше 0,6 м/с.
Електропаяльники у робочому стані повинні знаходитися у зоні дії витяжної
вентиляції. Повітря на дільниці паяння слід подавати повітря розосереджено у
верхню зону приміщення через плафони, перфоровані або щілинні стелі,
перфоровані повітропроводи, панелі та ін. Швидкість руху повітря в робочій
зоні радіомонтажника повинна бути не більша 0,3 м/с.
Приміщення, в яких містяться дільниці паяння, обладнуються
відокремленою припливно-витяжною вентиляцією. Приплив повітря повинен
складати 95% обсягу витяжки. Недостатні 5% припливного повітря надходять
із суміжних, більш чистих приміщень. Рециркуляція повітря у приміщенні
паяння не допускається. Утворені повітрообміни слід перевіряти на
забезпечення в приміщеннях необхідних метеорологічних умов.
Вимоги до санітарно-побутових, допоміжних приміщень і засобів
індивідуальної профілактики. Місця, відведені для паління, а також кімнати
для приймання їжі і виробничі дільниці обладнуються умивальниками, до
яких безперервно повинна подаватися гаряча і холодна вода протягом всіх
змін. Біля умивальників передбачаються бачки з 1% розчином оцтової кислоти
або змивальної пасти на основі ОП-7 для попереднього обмивання рук і
наступного миття їх теплою водою з милом.
Для захисту шкіри рук від впливу сенсибілізуючих речовин, що входять
до складу флюсів, застосовуються захисні мазі і пасти типу «Миколан», паста
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 168
«ИЕР-1», «ХИОТ-14», казеїнова паста і біологічні рукавички, що наносять на
шкіру перед початком зміни і після обідньої перерви. Після роботи для шкіри
рук необхідно застосовувати жирні поживні креми.
Питну воду для працюючих на дільницях пайки подають через
фонтанчики, які встановлюють поза паяльними дільницями, але поблизу них.
Паяльні роботи повинні виконуватися робітниками у передбаченому для
цього спецодязі, який забороняється брати додому. У приміщеннях, де
виконується паяння, забороняється зберігати будь-який вид одягу, особистих
речей, приймання та зберігання їжі, питної води, а також паління. Вхід в
робочому одязі у кімнати для приймання їжі, їдальні і буфети забороняється.
Міняти і здавати до прання робочий одяг необхідно не рідше одного разу на
тиждень.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 169
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проектування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
6. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг.ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ,2012.− 247с.
9. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
10. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.]; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2022. – 98 с.
Арк.
ЧДТУ А1 22445 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 170