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/5723| Title: | Система електропостачання заводу середнього машинобудування |
| Authors: | Ситник, Олександр Олексійович Багатиренко, Назар Миколайович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу середнього машинобудування. 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 застосування сучасних методів компенсації реактивної потужності цехових електроспоживачів. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено техніко-економічний розрахунок застосування пристрою компенсації реактивної потужності EPCOS у механічному цеху. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи комбінованого штучного освітлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5723 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Багатеренко.pdf Restricted Access | 6.64 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 23218 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання заводу середнього
машинобудування»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Багатиренко Назар Миколайович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СИТНИК
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1. Характеристика об'єкта проектування ............................................................ 9
1.2. Характеристика споживачів електричної енергії ........................................ 10
1.3. Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання ............ 11
1.4. Характеристика джерела живлення .............................................................. 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 13
2.1. Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............ 14
2.2. Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3. Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 29
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 33
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 34
3.1. Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ............................... 34
3.2. Розрахунок перерізу живлячої мережі .......................................................... 35
3.3. Визначення втрат напруги від системи до ГПП .......................................... 39
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 45
4.1. Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ........................... 45
4.2. Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 48
4.3. Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................ 52
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 55
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Багатиренко Н.М. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Ситник О.О. 3 141
. Система електропостачання заводу
Т. контр.
середнього машинобудування
Н. контр. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5.1. Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
.................................................................................................................................. 55
5.2. Розрахунок перерізу розподільчих мереж .................................................... 56
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В .......................................................................................................................... 61
6.1. Вихідні дані для розрахунків ......................................................................... 61
6.2. Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 63
6.3. Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ . 65
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 68
7.1. Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ..................................... 68
7.2. Вибір високовольтних апаратів РУВН ......................................................... 68
7.3. Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................ 69
7.4. Вибір трансформаторів струму ..................................................................... 70
7.5. Вибір трансформаторів напруги .................................................................... 72
7.6. Перевірка кабелів на термічну стійкість ...................................................... 72
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 74
8.1. Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху ................................... 74
8.2. Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ........................... 75
8.2.1. Загальні відомості ..................................................................................... 75
8.2.2. Розрахунок освітленості ........................................................................... 77
8.3. Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ...................... 87
8.3.1. Особливості розрахунку цехових електричних мереж ......................... 88
8.3.2. Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 90
8.3.3. Розрахунок електричної мережі за втратами напруги .......................... 96
8.3.4. Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ........................... 98
8.4. Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ...................... 99
8.5. Захист цехових електричних мереж ............................................................ 103
8.5.1. Вибір апаратів захисту ........................................................................... 103
8.5.2. Перевірка мережі на захищеність ......................................................... 105
8.6. Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції . 105
8.7. Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції ... 107
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Застосування сучасних методів компенсації
реактивної потужності цехових електроспоживачів ........................................... 112
9.1. Загальні відомості про компенсацію реактивної потужності .................. 112
9.2. Основні види пристроїв компенсації реактивної потужності .................. 114
9.3. Особливості конструкції та установки конденсаторних батарей ............ 119
9.4. Автоматичне регулювання потужності конденсаторних батарей ........... 120
9.5. Системи компенсації реактивної потужності фірми SIEMENS 3 EPCOS
................................................................................................................................ 122
10. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Техніко-економічний розрахунок
застосування пристрою компенсації реактивної потужності EPCOS у
механічному цеху ................................................................................................. 128
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 130
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при проведенні робіт в
приміщенні інженерно-технічного відділу ....................................................... 130
11.2 Модернізація системи комбінованого штучного освітлення .................. 134
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 140
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [1, 3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані.
Згідно з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
забезпечення будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься 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, IIта III.
1.1. Характеристика об'єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даному
дипломному проекті є завод середнього машинобудування.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2. Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Токарний верстат 5 22 0,86
2 Конвеєр 3 37 0,7
3 Верстат свердлильний 3 3 0,86
4 Верстат зубофрезерний 5 15 0,8
5 Верстат вертикально фрезерний 5 10 0,86
6 Верстат горизонтально фрезерний 5 18 0,75
7 Верстат заточний 2 2,2 0,74
8 Верстат агрегатний 3 34 0,86
9 Верстат шліфувальний 4 22 0,8
10 Тельфер 1 40 0,7
11 Пила маятникова 2 5 0,8
12 Зварювальний трансформатор 2 50 0,9
13 Вентилятор приточний 4 45 0,88
14 Вентилятор витяжний 8 5 0,86
52
Однофазні електроприймачі
1 Точило 3 1,5 0,89
2 Свердлильний верстат 3 1,5 0,89
6
В механічному цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється
відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальне виробниче освітлення 380/220 В.
Розміри механічного цеху, електропостачання якого ми будемо
розраховувати, складають: становлять 27×48×11, з площею освітлення S=1296
м2.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.3. Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
1.4. Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 35 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 134,6 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 23218 63/03-03 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної
3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1. Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
n ном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
Кв
1
n (2.6)
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tg
i i і . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2
роз Pроз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха, а саме
механічного цеху.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3, що
виконана по формі Ф 636-92.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(токарний верстат) Рном,1. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким
чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном1 pном n 22 5 110 кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
К .
в Рном, заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,1 110 0,888 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ 88 0,5952,2квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 pном 2 1009,4
nе 40,4.
pном м ax 50
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 724,1
Кв, цеху 0,72
n .
Р 1009,4
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=41 та К в, цеху 0,72
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,08.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр, цеху Кр Кв, цеху Рном,цеху Кр Кв, i Рном і 724,11,08 782 кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 481,7квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S 2 2 2 2
р,цеху Pр,цеху Qр,цеху 782 481,7 918,5 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме механічного цеху.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2. Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається
наступним чином
Рном.у = 3 ∙ Рном. .ф або Рном.у = 3 ∙ ��пасп ∙ √ТВ ∙ ��������пасп, (2.11)
де Рном. .ф – номінальна потужність максимально
навантаженої фази, кВт;
��пасп – паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електросоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.
В цеху використовується три промислові точила та три свердлильних
верстати, з наступними паспортними даними:
Рпасп = 1500 Вт; ��������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��ном.у = (6 ∙ 1,5 ∙ 0,4 ∙ 0,89) = 2.53 = 7,57 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 2,53 ∙ 0,51 = 1,29 = 3,87 квар.
��ном. .ф 1,29
Іном.у = = = 6,58 А.
�� ∙ �������� 0,22 ∙ 0,89
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.3. Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху з механічний цех. Загальні геометричні розміри виробничої
зони цеху становлять 27×48×11 м, з площею освітлення S=1296 м2.
Для визначення електричних навантажень(ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ЛСП-04 з
чотирма лампами типу ЛД. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Рм.о. 0,95 9,78 1296 12041,14 кВт,
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Е
ф к з.ф
рп.о.ф Рп.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [4], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [4], лк;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4].
200 1,8
рп.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м2
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qм.о Рм.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о. 12,04 0, 2 2,04 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 Кв цехової
підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху . (2.16)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 78212,04 795 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 481,7 2,4 484,3квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.17)
S 2 2 2 2
ТП1 Р0,38 цеху Q0,38 цеху 795 484,3 884,4кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою (2.18)
і
по усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q
i 0,4 цеху . (2.18)
i
i i
SНН.ГПП 0,95 68202 41062 7578,3 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =7578,3 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. 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 кола
Рр,0,38і π r2
i m ,
де r 2
p.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 Pр, цеху i
αс.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 Pр, цеху i
αоc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
360 782 360 13
αс.н = =354°; αо.н 6.
795 795
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р 795 103
rТП1
р0,38(ТП1) 19 мм.
3,14 m 3,14 700
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Рроз, цеху Рроз, ос, ц Р0,4 цеху m r,
кВт/мм2 α
с.н. αо.н.
кВт кВт кВт мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Механічний цех 782 12,04 795 0,7 354 6 19
Інструментальний цех; 646 29 675 0,7 345 15 17,5
Штамповочний цех
Деревообробний цех.
Ремонтно-механічний цех. 1540 68 1608 0,7 345 15 27
Компресорна станція
Ковальський цех. Склади
деревини, лакофарбової 432 103 535 0,7 291 69 15,6
продукції, металу
Цех гумового лиття. 812 37 849 0,7 344 16 19,7
Електромонтажний цех
Насосна станція. Споживачі 680 46 726 0,7 337 23 18,2
0,4 кВ ливарного цеху
Збиральний цех.
Експериментальний цех. 597 65 662 0,7 325 35 17,4
Склади готової продукції
Заводоуправління. Гаражі. 113 107 220 0,7 185 175 10
Лабораторія
Електротермічні установки 750 - 750 0,7 360 0 18,5
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi ) 1426021
Х i1 255,96 м,
n
P 5571,1
p.i
i1
n
(Pp yi )
i 1393006
Y i 1 250,1 м.
n
P 5571,1
p i
i1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . 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 50 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду на прикінці місяця
згідно з фактично використаною електроенергією.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1. Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2. Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також
режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між
лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
N 2 2
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.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз К
зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– 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
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 7578,3 151,5 кВт,
ΔQтр=0,17578,3=757,8 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S 2
ВН.ГПП 0,95 (6820 151,5) (4106 757,83)2 8075,6 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
8075,6
Sтр 5768,3 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
5768,3
ІрозПЛ = 15,14 А ,
2 3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
15,14
Fек 10,8 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний
переріз за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
15,14 А1260 А;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .15,14 А=30,3А <0,9 .1,25 .260=292,5А;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6].
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: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos X sin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U / /
ф Iа X Iр R I (X cos R sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U //
ф1 ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX I R) U e j
p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ 2
ф1 ф2 ф) (U/ /
ф )2 (3.8)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та його фаза
U/ /
arctg ф
. (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
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 . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR QіX PіR Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ //
0 Х0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Dcp 3 D12 D13 D23 , м. (3.15)
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 1,15 1,20 cт . (3.16)
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 .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
P Q
I і ; I і
a p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=6820 кВт; Qі=4106 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 35=11,9 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 35=11,1 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6820
Ia 35,8 А;
3 110
Iр
4106
21,6 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 35,8 11,9 21,6 11,1 665,8 В.
U"" 35,8 11,9 21,6 11,1186,3 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
Uф1 (110 0,67)2 106 (0,19)2 106 110,7 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
U (0,67)2 106
ф (0,19)2 106 696,4 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110,7 103 110 103=0,7 103 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Рі=6820 кВт; Qі=4106 квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,7 103
U(%) 100=0,63 %.
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1. Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
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 Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із номінальними
параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=110 кВ, Uном Н=10 кВ, UКЗ=10,5%, ∆Р0= 17,5 кВт,
∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt i )
1
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформаторашт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((3,27 1) (2,45 1) (2,45 2) (3,27 1) (5,89 1)
1 (5,73 3) (4,91 3) (4,91 3) (4,09 1) (3,27 1))
К1 0,66 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S кВА
9000
8500 Sмакс
8529
8000
7500
7676
7000
6500 Sн.тр 6823
6000
6136
5500 5970
5000
5117 5117
4500
4000 4264
3500
3000 3412 3412 3412
2500
2559 2559
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt )
` 1 i
К 2
1i ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((7,37 2) (6,55 2) (8,19 3))
К 2 0,43 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 7621,9
К2 1,08 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥1,08.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2. Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБКQНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
884,4
δs 0,7 .
1296
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
795
Nmin 0,17 1 шт .
0,951000
Економічну кількість трансформаторів Neзнаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 1 0 1 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q (N к 2 2
max.T е з.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
884,4
кз.ф 0,9 .
11000
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Q 2
max .T (1 0,9 1000) 7952 520 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 484,3520 (135,7)0 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _ _
HK 2 Q м Q HK1 γ N е Sн.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми -
рисунок 4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторіввід РП 6-
К
10 кВ, на яких відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [7]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [7].
QHK2 48,30 (0,1811000) 304,3 квар .
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.15)
QНК=0+304,3=304,3 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
однуконденсаторну установку марки ККУ-0,4-300-10-21У3 потужністю 150
квар і напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
4.3. Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією"
передбачають нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо
у іменованих одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності
нормується і реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Q _ _
ек кн.с Qм Qтр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП,
квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 4106757,83 (134,6)1950 2720квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1. Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2. Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо 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.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ.
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Для прикладу
Рм10=795+0,02×1000=815=576,7 кВт ,
QМ10=484,3+0,1× 1000=584,3 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
S 2 2
Л(ГППТП1) 815 584,3 1002,8 кВА.
де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
1002,8
IЛ (ГППТП1) 58 А.
3 10
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа
4).
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рр0,38, Qр0,38, S
Позиція н.тр , Рм10, Qм10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 1 795 484,3 1000 815 584,3 1002,8
ТП-2 2 675 389,8 630 687,6 452,8 823,3
ТП-3 2 1608 929 1600 1640 1089 1968,6
ТП-4 1 535 484,7 630 547,6 547,7 774,5
ТП-5 1 849 490,2 1000 869 590,2 1050,5
ТП-6 2 726 415 630 738,6 478 879,8
ТП-7 1 662 371,7 1000 682 471,7 829,2
ТП-8 1 220 98,8 250 225 123,8 256,8
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 58
Fек 41,4мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП1) 41,4 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ(3×50), що має переріз 50
мм2, Іном.каб=140 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [12]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
2 58 140 1,04 0,87 126,6 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2 К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 58 140 1,05 0,9 1,25 158,3 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.2 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП1
Рм10 815
сosφ 0,81,
Sл 1002,8
Q 584,3
sin φ м10 0,58
Sл 1002,8
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 58 0,05 (2,4 0,81 0,084 0,58) 5,8 В.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 59
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таким чином, умова виконується, так як
U 5,8 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , І , А Прийнята F ,
Марка кабелю
кабелю доп 2
м кВА А мм2 мм
ГПП-ТП1 50 1002,8 58 41,4 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП2 110 823,3 47,6 34 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 40 1968,6 113,8 81,3 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП4 200 774,5 44,8 32 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 70 1050,5 60,7 43,4 140 50 АСБГ(3×50)
РУ10-ТП6* 20 879,8 50,9 36,3 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП7 240 829,2 47,9 34,2 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП8 110 256,8 14,8 10,6 75 16 АСБГ(3×16)
870,8+
ГПП-РУ10 170 101,2 72,7 205 95 АСБГ(3×95)
879,8
1350
ГПП-БСК10 5 87 55,7 140 50 АСБГ(3×50)
(квар)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
* – загальна потужність РУ-10 та ТП-6, при магістральній схемі
живлення.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1. Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2.
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-3 ТП-4 ТП-5
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема Рисунок 6.2 - Схема заміщення для
розрахунку КЗ розрахунку струмів КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15, 16]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2900 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=35 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х с 0,034 .
2900
– повітряної лінії 110, кВ
S
R =r l б
пл 0л л ,
U2
б1
100
Rпл 0,450 35 0,119;
1152
S
Xпл =x0л l б
л ,
U2
б1
100
Хпл =0,0612 35 =0,016.
1152
– трансформатора ГПП
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Uкз S
Хтр = б ,
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2. Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки КЗ
(К1) і визначаємо повний опір:
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом:
І
І б
кз ;
ZК
Іб 0,5
Ікз.К1 3,86 ;
ZК1 0,13
ZК1 (Хс Хпл )2 R 2
пл ;
ZК1 (0,034 0,016)2 0,1192 0,13
Ударний струм в точці короткого замикання визначаємо за виразом:
і уд 2 Ікз к уд ;
і уд.К1 2 Ікз к уд 2 3,861,8 9,74
де к уд 1,8 – ударний коефіцієнт, який визначається з [1] .
В точці К2
Іб 5,5
Ікз.К2 3,16 ;
ZК2 1,74
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ZК2 (Хс Х 2
пл Х тр Хпр ) (R пл R )2
пр ;
Z 2 2
К2 (0,034 0,016 1,66 0,016) (0,119 0,034) 1,74
і уд.К2 2 Ікз к уд ;
ід.К2 2 3,161,8 7,97
В точці К3
І 5,5
І б
кз.К3 2,45
ZК3 2,24
(Х с Хпл Х 2
тр Хпр Хш Х л )
ZК3 ;
(R 2
пл R пр R авт R ш R авт R л )
(0,034 0,016 1,66 0,016 0,016 0,06)2
ZК3 2,24
(0,119 0,034 0,12 0,034 0,25 0,769)2
і уд.К3 2 Ікз к уд ;
ід.К3 2 2,451,8 6,18
В точці К4
Іб 5,5
Ікз.К4 2,69
ZК4 2,05
(Х Х Х Х Х Х )2
с пл тр пр ш л
ZК4 ;
(R R R 2
пл пр авт R ш R авт R л )
(0,034 0,016 1,66 0,016 0,016 0,057)2
ZК4 2,05
(0,119 0,034 0,12 0,034 0,25 0,405)2
іуд.К4 = 2 Ікз куд;
ід.К4 = 2 2,69 1,8=6,77.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Z*K; IK, кА іуд.К, кА
К1 0,13 3,86 9,74
К2 1,74 3,16 7,97
К3 2,24 2,45 6,18
К4 2,05 2,69 6,77
6.3. Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110
кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
хл0=3 0,014=0,042 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного
КЗ
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S 1
к 1,5 2900 3000 кВА
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:
S1
I 1 к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I1
3000
kc = =15,7 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи (xco у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х х
(1) с1 с2 ,
Ікс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
31 IБ 31 5,5
Хсо ХС1 ХС2 0,05 0,05 1,04 Ом.
ІКС 15,7
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з., як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(1,04 0,0103) (1,66 1,66)
Х0 0,797 .
(1,04 0,0103) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
3 1 I
І 1 б
kA1 кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,05 0,0103 0,06 Ом,
1 3 15,5
ІkA1= =17,98 .
0,06+0,06+0,797
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1. Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2. Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=42,4 А Iн=2500 А
Iк.з=3,86 кА Iм.м.ск.= 102 кА
іуд =9,74 кА Iвідкл. =40 кА
В 2
к =Іt tф 3,862 0,035 0,53 Вк Іm t m 102 0,035 3,57
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [17].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=42,4 А Iн=1000 А
Iк.з=3,86 кА Iед.ст.= 80 кА
іуд =9,74 кА It.cт. =31,5 кА
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3. Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A [8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
S
І розр
мах(ввід) = ,
3×10,5
8075,6
Імах(ввід) 444,6 А.
3 10,5
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(ввід)=444,6 А Iн=1000 А
Iк.з.=3,16 кА Iм.м.ск.= 52 кА
іуд =7,97кА Iвідкл. =20 кА
В =І2 t 3,162
к t ф 0,12 1,2 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 8075,6
Імах(секційний) 222,2 А.
3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним
приводом [8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Imax(секційний)=222,2 А Iн=630 А
Iк.з=3,16 кА Iм.м.ск.= 52 кА
іуд =7,97 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t tф 7,972 0,12 0,96 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
7.4. Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-10К
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах=444,6 А Iн=500 А
іуд.=7,97 кА ід= 70 кА
Вк І2
t tф 7,972 0,12 0,96 Вк І2
t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S2 Н I2 (r
r 2 Н прил rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
l
F p ρ
пров . , (7.3)
rпров .
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5. Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник СЛ -7000 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6. Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за співвідношенням [20]:
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
2580 0,2
F 2
min 13,9 мм .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП1), що має переріз F=50
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1. Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та
багато інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою
найбільш доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема
може виявитися найбільш раціональною.
8.2. Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1. Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [4, 5].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, 76ино проводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [5].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники
загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від
нормованої для комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки
місцевого освітлення нормами заборонено.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і тощо).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2. Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [4];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h– відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по
нормам освітленості [22] визначаємо освітленість системи загального
освітлення цеху Ен 200 лк.
К
F з Еmin Sz
p , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [23];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
48 27
N 38,6 39 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
А В
і= ;
h(А+В)
(8.8)
48 27
і= =1,575
11 (48+27)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 1296 1,1
Ф 16023,6 лм.
39 0,73
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ЛСП-04 з чотирма лампами типу ЛД, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4000 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=4000 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Fcв Fр 16023,616000
% 100% 100% 0,13%,
F 16000 (8.9)
р
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
у мережах постійного струму.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 81ино проводів81х8181 і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В із заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і 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 в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
і особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись
напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні 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 можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують 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 або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 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.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛД кдод = 1,12 [18].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (4 ∙ 0,065) = 10,14 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
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 нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мережвизначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� 3 ∙ �� ∙ cos ��
л ∙ cos �� ф
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
cos �� = 0,9.
10,14 ∙ 10
��роз = = 17,1 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний метод
розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ ЕN 50160:2014 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього
освітлення, виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12…42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга неробочого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
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 за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 5,5
�� = = 0,55 %;
1000
�� = 5,5 − 0,55 = 5,4 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,55 ∙ 0,9 +5,4 ∙ 0,44) = 2,9 %;
∆��м = 105 − 2,9 − 97,5 = 4,6 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 14];
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 0,65 + 12 ∙ 0,65 + 18 ∙ 0,65 + 24 ∙ 0,65 + 30 ∙ 0,65 + 36 ∙ 0,65 +
+42 ∙ 0,65 = 465,1 кВт ∙ м;
465,1
∆�� = = 0,51 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3. Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и
шині для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1. Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.2. Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( 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
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I роз
pоз = (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
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 МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 мм 2 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 мм 2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм 2 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.
Вибір струмоведучих частин. Основним завданням розрахунку цехових
електричних мереж є вибір перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
апаратів згідно ПУЕ (розділ 2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
Ір
Н , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [1,7] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
ІН.ДОП.Л Іmax1, 25 Ip .
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
I , I , I ,
Назва споживача р макс. доп.кабелю
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Токарний верстат 38,9 48,6 50 АВВГ (3×6)+(1×4)
Конвеєр 80,4 100 115 АВВГ (3×25)+(1×16)
Верстат свердлильний 5,3 6,6 19 АВВГ (4×2,5)
Верстат зубофрезерний 28,5 35,7 37 АВВГ (3×4)+(1×2,5)
Верстат вертикально фрезерний 17,7 22,1 37 АВВГ (3×4)+(1×2,5)
Верстат горизонтально фрезерний 36,5 45,6 50 АВВГ (3×6)+(1×4)
Верстат заточний 4,5 5,7 19 АВВГ (4×2,5)
Верстат агрегатний 60,1 75,2 90 АВВГ (3×16)+(1×10)
Верстат шліфувальний 41,8 52,3 65 АВВГ (3×10)+(1×6)
Тельфер 86,9 108,7 19 АВВГ (4×2,5)
Пила маятникова 9,5 11,9 19 АВВГ (4×2,5)
Зварювальний трансформатор 84,5 105,6 115 АВВГ (3×25)+(1×16)
Вентилятор приточний 77,8 97,2 115 АВВГ (3×25)+(1×16)
Вентилятор витяжний 8,8 11,1 19 АВВГ (4×2,5)
ЩО 17,1 21,4 37 АВВГ (3×4)+(1×2,5)
Конденсаторна установка 455,9 570 630 2АВВГ (3×185)+(1×50)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3. Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U1 Em
ΔU тр Uм ΔUсп 5,
i1
де Еm - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр - втрата напруги в трансформаторі, %;
n
U м - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
δ U1 15 4,29 23,3 5 17,5 5,
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
Ua кз - активна складова напруги к.з. трансформатора, %;
Sн.тр
U U2 U2
p кз a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
884,4
Uтр (1,22 0,95 5,4 0,31) 2,51 В.
1000
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U 2 E m к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [11].
δ U2 15 0,3 (2,51 23,3) 5 2,25 5% .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора буде відображатися, в
вигляді підвищення напруги, на зміні величини потенціалу напруги у
найвіддаленішого споживача.
8.3.4. Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.27)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввіднихкабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
Розподільчий пункт РП-1 274,9 343,6 345 АВВГ (3×185)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 158,4 198 200 АВВГ (3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-3 168,9 211,1 240 АВВГ (3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-4 191,5 239,3 240 АВВГ (3×95)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 514,8 643,5 690 2АВВГ (3×185)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 381,6 477 305 АВВГ (3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-7 222,3 277,8 305 АВВГ (3×150)+(1×50)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4. Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [24] та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.5.
Розрахунок виконуємо, згідно ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), методом
іменованих одиниць. При розрахунках струмів короткого замикання мережі 04
кВ., враховуємо всі активні і реактивні елементи мереж, включаючи опори
трансформаторів струму, автоматичних вимикачів, перехідних опорів
контактних з`єднань.
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з.,
приведена на рисунку 8.5.
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з. ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U .
0=1,05 Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для визначення трьохфазного струму к.з в першій контрольній точці (К1),
спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку 8.5.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 103
r к.з
тр ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт
12,2 103
rтр 0,0018 .
3 1521,1
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
І 103
н.тр ,
3 U н
1000
Ін.тр 103 1521,1 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U2 103
z к.з. н
тр ,
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,0079 .
100 1000
Індуктивна складова опору трансформатора хтр Ом
х тр z 2 2
тр rтр ,
х 2 2
тр 0,0079 0,0018 0,0077 .
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
2
Z n m
(К1) ri x
i ,
i1 i1
Z 2 2
(К1) rтр rав rтс rш rпр х тр х ав х тс х ш ,
0,0018 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,008.
0,0077 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І (3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 28,4 кА.
3 0,008
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z r r 2 2
(К2) (К1) ш rав rл rав rпр х (К1) х ш х ав х л х ав ,
0,00203 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,000082
Z(К2) 0,01
0,0078 0,00013 0,00025 0,0000306 0,000652
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
rл л ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 .
32 70
х л lл х 0 ,
х л 0,005 0,0000057 0,00000029.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
(3) U 399
Ік.з.(К2)
0 , І(3)
к.з.(2) 22,8 кА.
3 Z (К2) 3 0,01
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
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.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).
8.5.1. Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та
електромагнітного розчіплювача, А;
І .
п – пікове навантаження, Іп=(5-7 Ір), А.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р;
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Токарний верстат 38,9 48,6 ВА 47-29 50 50 350
Конвеєр 80,4 100 ВА 47-100 100 100 700
Верстат свердлильний 5,3 6,6 ВА 47-29 40 10 70
Верстат зубофрезерний 28,5 35,7 ВА 47-29 40 40 210
Верстат вертикально фрезерний 17,7 22,1 ВА 47-29 40 25 175
Верстат горизонтально
36,5 45,6 ВА 47-29 50 50 350
фрезерний
Верстат заточний 4,5 5,7 ВА 47-29 40 10 70
Верстат агрегатний 60,1 75,2 ВА 47-100 100 80 560
Верстат шліфувальний 41,8 52,3 ВА 47-100 100 80 560
Тельфер 86,9 108,7 ВА 88-35 200 120 840
Пила маятникова 9,5 11,9 ВА 47-29 40 16 110
Зварювальний трансформатор 84,5 105,6 ВА 88-35 200 120 840
Вентилятор приточний 77,8 97,2 ВА 47-100 100 100 700
Вентилятор витяжний 8,8 11,1 ВА 47-29 40 16 110
Щиток освітлення ЩО 274,9 343,6 ВА 88-37 600 400 2100
Розподільчий пункт РП-1 158,4 198 ВА 88-35 200 200 14004
Розподільчий пункт РП-2 168,9 211,1 ВА 88-37 600 250 1750
Розподільчий пункт РП-3 191,5 239,3 ВА 88-37 600 250 1750
Розподільчий пункт РП-4 514,8 643,5 ВА 47-40 650 650 4550
Розподільчий пункт РП-5 381,6 477 ВА 88-37 600 500 3500
Розподільчий пункт РП-6 222,3 277,8 ВА 88-37 600 250 1750
Розподільчий пункт РП-7 17,1 21,4 ВА 47-29 40 40 210
Конденсаторна установка 455,9 570 ВА 88-37 600 600 4200
Вибрані, згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.2. Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.37)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=222,3 А, Ідоп.л=250 , Ізах=250 А.
1 ∙ 250 ≥ 1 ∙ 250 А
Таким чином мережа захищена.
8.6. Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U1 E
m ΔU
тр Uм ΔUсп 5,
i1
де Еm - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр - втрата напруги в трансформаторі, %;
n
U м - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
δ U1 15 4,29 23,3 5 17,5 5,
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
Ua кз - активна складова напруги к.з. трансформатора, %;
Sн.тр
Up U2
кз U2
a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
884,4
Uтр (1,22 0,95 5,4 0,31) 2,51 В.
1000
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U 2 E m к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [11].
δ U2 15 0,3 (2,51 23,3) 5 2,25 5% .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора буде відображатися, в
вигляді підвищення напруги, на зміні величини потенціалу напруги у
найвіддаленішого споживача.
8.7. Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ "Енергомонтаж ЛВ" [19].
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Кожух виводів силового трансформатору.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ
приведено на рисунку 8.7.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Таблиця 8.5 – Класифікація виконання КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Рисунок 8.7 – Загальний вид трансформатора серії ТМ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження NEO BB/N10M-
630A призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму
з ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
вимикачем вакуумним типу NEO BB/N10M-630A;
роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УК4-
0,38-60 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання коефіцієнта
потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і розподільчих
мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки забезпечуються заданий
cos �� в періоди максимальних та мінімальних навантажень, а також
виключають можливість виникнення режиму генерування реактивної
потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Застосування сучасних методів
компенсації реактивної потужності цехових електроспоживачів
9.1. Загальні відомості про компенсацію реактивної потужності
Зростання виробництва електроенергії супроводжується нарощуванням
потужностей в основному на крупних електростанціях. Це приводить до
збільшення кількості електричної енергії, передаваної по мережі
енергосистеми.
Відомо, що електроенергія може бути використана не при будь-яких її
параметрах. Перш за все це відноситься до частоти і напруги. Частота, як
відомо, визначається балансом активної потужності.
Передача електроенергії по лініях супроводжується падінням напруги, яка
залежить від параметрів електричної мережі. Відомо [20], що втрати напруги
від передачі активної потужності мають місце в основному через активний опір
ліній, який залежно від перетину дротів і змінюється в широких межах, рисунок
9.1.
Рисунок 9.1 - Залежність питомого, активного та індуктивного опорів
мережі від марки дротів
Передача реактивної потужності по мережі супроводжується втратою
напруги, обумовленою в основному індуктивним опором ліній. Значення
погонного індуктивного опору визначається середньогеометричною міжфазною
відстанню, що входить у вираз для опору під знаком логарифма.
Ця обставина визначає малу залежність індуктивного опору від
конструктивних характеристик лінії. Для повітряних ліній (ВЛ), виконаних
одиночними дротами, індуктивний опір знаходиться в області значень хср = 0,4
Ом/км.
У лініях, виконаних розщепленими дротами для збільшення
еквівалентного радіусу дроту, значення індуктивного опору знижується,
досягаючи х0 = 0,29 Ом/км при розщеплюванні фази на три дроти. При відносно
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
великій довжині ВЛ передача реактивної потужності від генераторів
електричних станцій практично нездійснена по техніко-економічним
міркуванням. Це призводить до того, що використання реактивної потужності
генераторів, живлячих споживачів, що розташовуються по протяжним ВЛ за
відсутності великого місцевого навантаження виявляється можливим лише в
невеликих розмірах для живлення власних потреб і споживачів, що
підключаються іноді безпосередньо до шин генераторної напруги, а також для
покриття втрат реактивної потужності в станційних трансформаторах.
Під поняттям компенсації реактивної потужності слід в даному випадку
розуміти забезпечення електричних розподільних мереж місцевими джерелами
реактивної потужності, що задовольняють при мінімумі приведених витрат на
їх установку в нормальних і аварійних режимах - наступним вимогам [21]:
- забезпеченню балансу реактивної потужності у вузлах навантажень;
- задоволенню вимог ДСТУ 13109-67 на якість електроенергії у
електроприймачах, приєднаних до мережі;
- відповідності навантажень елементів мережі максимально допустимим
межам;
- збереженню стійкості роботи електроприймачів.
Індуктивний опір лінії звичайно великий в порівнянні з активним, і
передача реактивної потужності на велику відстань супроводиться великими
втратами напруги, отже, на приймальному кінці вона може бути надмірно
низькою. Цією обставиною пов'язана відмінність в складанні балансу
реактивної потужності від балансу активної потужності.
Якщо баланс активної потужності може бути складений для значної
території, відповідно до пропускної спроможності зв'язків із зовнішніми
енергетичними об'єднаннями, то баланс реактивної потужності повинен
складатися для порівняно невеликих по території районів. Іншими словами,
якщо активна потужність може передаватися на великі відстані, то реактивна
потужність, необхідна для нормальної роботи електричної системи і
електроприймачів, повинна в основному вироблятися на місці споживання щоб
уникнути її передачі на великі відстані. Генерація реактивної потужності на
місці її споживання і називається компенсацією реактивної потужності.
Здійснення компенсації реактивної потужності має технічні і економічні
аспекти. Технічні аспекти визначаються вимогами якості електроенергії у ряді
випадків пропускною спроможністю елементів електричної мережі, що не
піддаються реконструкції. Застосування компенсуючих пристроїв повинне бути
обґрунтоване техніко-економічними міркуваннями. Тому в проектах
відповідних електричних установок технічні і економічні вимоги слід
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
враховувати достатньо повно.
Експлуатація компенсуючих пристроїв та їх регулювання також повинні
враховувати технічні й економічні вимоги. Тому важливо виявити техніко-
економічні основи експлуатації цих установок.
9.2. Основні види пристроїв компенсації реактивної потужності
Як компенсуючі пристрої використовуються синхронні компенсатори СК,
батареї конденсаторів та синхронні двигуни [21].
Синхронні компенсатори, вживані в даний час, є крупними агрегатами з
водяним охолодженням. Потужність, що витрачається в найбільш крупних СК
на покриття витрат в міді, сталі, на тертя тощо при повному навантаженні
складає 12...13 Вт/кВА (рисунок 9.2).
Синхронний компенсатор, являючись агрегатом, що обертається, вимагає
постійного спостереження і догляду. Перевагою синхронних компенсаторів є
позитивний регулюючий ефект, що полягає в тому, що при зниженні напруги в
мережа СК потужність, що віддається, збільшується.
Рисунок 9.2 – Витрати в синхронних компенсаторах різної потужності на
вироблення 1 МВА реактивної потужності
Швидке автоматичне регулювання збудження СК підвищує стійкість
режимів роботи електричної системи, знижує вплив поштовхових навантажень
на стабільність напруги і покращує режимні параметри мережі з
несиметричними навантаженнями.
Батареї силових конденсаторів в даний час знаходять широке застосування
в електричних мережах. Це пояснюється тим, що конденсатори порівняно
дешеві, для їх експлуатації потрібні незначні витрати і є можливість
розміщувати їх в електричних мережі як у вигляді крупних одиниць на
підстанціях мережі енергосистем, так і у вигляді дрібних батарей, що
підключаються до електроприймачів. Тривалий час застосовувалися лише
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
паперово-масляні конденсатори. Відомо, що мінеральні масла мають низьку
діелектричну проникність ( = 2,1...2,3), що в поєднанні з конденсаторним
папером ( = 2,0...2,5) забезпечує порівняно низькі техніко-економічні
показники конденсаторів.
Вітчизняною промисловістю випускаються конденсатори з папером,
просоченим маслом і хлордифенілом. Освоюється виробництво конденсаторів з
просоченням іншими синтетичними матеріалами, що мають підвищену
діелектричну проникність. Такими матеріалами є: пентахлордифеніл ( = 5),
трихлордифеніл ( = 5,8) та нітросовол ( = 8).
Застосування сучасних діелектриків залежно від типу вживаного паперу
дозволяє поліпшити питому характеристику потужності на одиницю об'єму на
40-50%. Витрати енергії в конденсаторах характеризуються значенням tg ,
який залежить від властивостей вживаного паперу і якості його технологічної
обробки. Цей показник впливає не лише на експлуатаційну економічність
конденсаторів, але і визначає їх одиничну потужність на основі збереження
теплової рівноваги конденсатора. Таким чином, зниження значення tg
дозволяє збільшити потужність конденсатора в кілька разів і знизив його
вартість.
Відомо, що в світовій практиці конденсаторобудування досягнуто суттєвий
прогрес. На рисунку 9.3 приведені зміни питомих електричних втрат в
конденсаторах за тривалий період часу. Поліпшення якості конденсаторного
паперу дозволило знизити питомі втрати з 3 до 2 Вт/кВА.
Рисунок 9.3 – Залежність питомих втрат в діелектрику від температури в
силових конденсаторах виготовлення: 1 - паперовий діелектрик; 2 -
діелектрик «Магвар»
За кордоном починають застосовувати конденсатори з комбінованим
діелектриком з паперу і синтетичної плівки, відмінні від паперових
конденсаторів меншими розмірами, масою і втратами, а також великим
терміном служби. Застосування комбінованого діелектрика дозволяє зменшити
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
питомий об'єм конденсатора напругою 6 кВ з 0,43 до 0,24 дм3/кВА при
одночасному збільшенні одиничної потужності з 50 до 100 кВА.
Великий ефект останнім часом дало застосування синтетичної плівки, що
носить фірмову назву «Магвар» [22]. Це дозволило американській фірмі
Дженерал електрик знизити питомі витрати в конденсаторах до значень менше
1 Вт/кВА (рисунок 3 крива 2) і додатково збільшити одиничну потужність
конденсаторів [22]. Вартість батареї потужністю 1200...1600 кВА знизилася на
25...30%.
Застосування нових просочувальних матеріалів, наприклад на основі
піранолу, забезпечує роботу конденсаторів при більш високій напруженості
електричного поля (часткові розряди виникають при більш високій напрузі і
знижується залежність ємності від температури). Випробування конденсаторів
нового типу показали, що під час перших декількох годин роботи втрати стійко
знизилися до 0,5 Вт/кВА.
Досвід зарубіжних фірм показує, що застосування подібних конденсаторів
доцільно аж до повного покриття потужності навантаження. Як вимикачі для
регульованих БК використовуються повітряні, вакуумні або газові вимикачі.
При частих комутаціях конденсаторів рекомендується застосовувати вакуумні
вимикачі.
Вітчизняною промисловістю силові конденсатори випускаються на
напругу 0,22...10 кВ в однофазному і трифазному виконанні. Конденсатори
напругою до 1000 В виготовляються трифазними із з'єднанням по схемі
трикутника. Конденсатори з номінальною напругою 3; 15; 6,3; 10,5 кВ
випускаються лише однофазними. Потужність трифазної конденсаторної
установки, сполученої трикутником, визначається так:
Q = 3CфU210-3 (кВА),
де - кутова частота змінного струму, с-1;
Cф - сумарна ємність батареї конденсаторів однієї фази, мкФ;
U - лінійна напруга, кВ.
При сполученні БК зіркою потужність, кВА: Q = CфU210-3.
Деяка частина конденсаторів, що відповідає по своїй потужності
незмінному споживанню реактивної потужності протягом доби, може бути
постійно підключена до мережа. Проте загальна потужність БК, встановлених в
мережі, набагато перевищує це мінімальне значення. Тому потужність
відключення БК повинна автоматично змінюватися залежно від вимог, що
пред'являються до режиму електричної мережі відповідно до зміни
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження споживачів. Режим роботи БК визначається пристроєм
автоматичного регулювання, який реагує на деякий комбінований параметр
режиму електричної мережа.
Найважливішою проблемою при розробці принципів управління режимом
джерел реактивної потужності є вибір ознак, по яких можна було б здійснювати
якнайкраще управління режимом. Природно, що параметри оптимального
режиму роботи електроприймачів та електричної мережі з дотриманням
технічних обмежень будуть відповідати цієї меті.
Регулювання БК до певної міри збільшує їх вартість. Тому питання про їх
застосування повинне розглядатися комплексно з урахуванням вартості
регулюючих пристроїв.
Природно, що питома вага вартості пристроїв регулювання буде менше за
умови, що регулюються для крупних установок. Питання компенсації
реактивної потужності розв'язується застосуванням як крупних автоматично
регульованих установок, так і певної кількості регульованих середніх і більш
дрібних установок в поєднанні з нерегульованими дрібними установками.
Поширеним джерелом реактивної потужності на промислових
підприємствах є синхронні двигуни СД, встановлювані для електроприводу
відповідного технологічного устаткування. В режимі перезбуджування вони
можуть бути використаний для генерації реактивної потужності. Проте втрати
енергії в двигуні в цьому режимі істотно зростають в порівнянні з режимом
роботи при коефіцієнті потужності, рівному одиниці.
При вирішенні питання про доцільність генерації реактивної потужності
СД необхідно зіставити додаткові втрати в двигунах з витратами,
визначуваними відхиленням напруги від найкращого, а також з витратами
потужності в мережі. Питання про використовування СД розв'язується з
урахуванням всіх експлуатаційних чинників.
При вирішенні питань про ступінь використання компенсуючої здатності
синхронних двигунів слід співставляти приведеним витратам на генерацію 1
кВА реактивної потужності синхронними двигунами і статичними
конденсаторами. Але, як правило виявляється, що всі синхронні двигуни
використовувати для компенсації реактивної потужності раціонально повністю.
Різні типи СД мають неоднакові техніко-економічні показники. Звичайно СД
потужністю більше 1000 кВт з частотою обертання більше 600 об/хв
виявляються конкурентоздатними з БК. Тихохідні двигуни меншої потужності
як джерела реактивної потужності можуть виявитися менш ефективними, ніж
БК.
Потужні СД оснащуються автоматичним регулюванням збудження АРВ.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Якщо регулювання режиму БК здійснюється східчасто включенням і
відключенням секцій установки, то регулювання режиму СД здійснюється
плавно. Включення або відключення всіх секцій БК вичерпує її діапазон
регулювання, проте діапазон регулювання СД не має таких чітких обмежень. В
процесі регулювання СД можуть перевантажуватися або розвантажуватися до
межі, при якій можливе випадання з синхронізму. Тому регулятори збудження
СД містять елементи, які запобігають виходу режиму двигуна за допустимі
межі. Обмеження нижньої межі збудження СД здійснюється жорстко.
Обмеження верхньої межі збудження СД повинне здійснюватися залежно від
температури обмотки ротора з витримкою достатньою для того, щоб
використовувати форсування збудження при різких і короткочасних зниженнях
напруги. Як регулятор збудження СД використовуються пристрої, побудовані
на електромагнітних елементах або тиристорах.
Разом з традиційними джерелами реактивної потужності останнім часом
промисловість почала випускати тиристорні компенсатори реактивної
потужності (наприклад, типу ТК-125-380) заводу Саранська
«Електровипрямляч» номінальною потужністю 125 кВА, призначені для роботи
в низьковольтних мережі.
Потужність компенсатора плавно регулюється зміною кута комутації
вентилів. Залежність потужності від кута комутації зображена на рисунку 9.4.
Рисунок 9.4 - Зміна потужності тиристорного компенсатора у функції кута
комутації при симетричній (1) і несиметричній (2) системах управління
Перевагами тиристорних компенсаторів є плавність регулювання і висока
швидкодія, що дозволяє використовувати їх як засобу боротьби з коливаннями
напруги. Разом з тим тиристорні компенсатор є джерелом вищих гармонік для
електричної мережі. Так, при несиметричній системі управління має місце 12-
фазна пульсація струму при безтрансформаторному включенні компенсатора в
мережу. Але при цьому вміст вищих гармонійних струму не перевищує 5%.
Що стосується параметрів регулювання тиристорних компенсаторів, то до
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
них відносяться ті ж вимоги, що і до регулювання БК.
9.3. Особливості конструкції та установки конденсаторних батарей
Конденсаторні батареї виготовляються на номінальні напруги 220, 380,
660, 3150, 6300, 10 500 В. Конденсатори допускають роботу при тривалому
підвищенні напруги до 110% і перевантаженнях по струму до 130%.
Силові конденсатори мають масляне (КМ) або соволове (КС) заповнення.
Потужність соволового конденсатора при рівному об'ємі приблизно на 30...50%
більше масляного. Проте соволові конденсатори не можуть працювати при
температурі нижче -10 °С, тоді як масляні діють навіть при -40 °С, що є їх
істотною перевагою. Секції конденсаторних батарей 220, 380, 660 і 3150 В
мають плавкі запобіжники, вбудовані всередину конденсаторів і включені
послідовно з кожною секцією. Конденсатори 6...10 кВ не мають вбудованих
запобіжників, їх захист здійснюється виносними запобіжниками типу ПК.
Конструктивне виконання конденсаторних батарей повинне забезпечувати
зручність і безпеку обслуговування при заміні конденсаторів і запобіжників,
пожежну безпеку, добре охолоджування, яке безпосередньо впливає на
довговічність конденсаторів.
В приміщеннях конденсаторних батарей понад 1000 В із загальною
кількістю масла більше 600 кг під установкою повинен бути влаштований
маслоприймач, розрахований на 20% загальної кількості масла у всіх
конденсаторах.
Конденсатори для пристроїв компенсації реактивної потужності
поставляються у вигляді комплектних конденсаторних установок (ККУ). Тип
УК-0,38 кВ потужністю 50...75 квар виконаний у вигляді однієї комбінованої
шафи, у верхній частині якої встановлений автомат, а в нижній - конденсатори.
ККУ потужністю 100 квар і більше має окрему шафу введення і декілька шаф з
конденсаторами. В шафі введення розміщена допоміжна апаратура:
запобіжники, контактори, трансформатори струму, розрядні опори, пристрою
вимірювання і автоматичного регулювання.
На рисунку 9.5.а показана конденсаторна батарея на напругу 380 В і
потужність 280 квар, а на рисунку 9.5.б - конденсаторна батарея на напругу 10
кВ і потужність 500 квар.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.5 – Основні види конденсаторних установка: на напругу 380 В і
потужність 280 квар (а), на напругу 10 кВ і потужність 500 квар (б)
Конденсаторна установка (КУ) скомпонована з шафи введення і декількох
шаф з конденсаторами. В шафі введення встановлений малооб'ємний вимикач з
дистанційним приводом або запобіжником ПК6-10, а також два однофазні
трансформатори напруги для розрядки конденсаторів. В шафах для
конденсаторів розміщені конденсатори типу КМ-6,3 або KМ-10,5 із захисними
запобіжниками типу ПК-10.
9.4. Автоматичне регулювання потужності конденсаторних батарей
При мінімальному навантаженні споживача потужність конденсаторної
батареї повинна бути зменшеною, бо в супротивному випадку робота мережі з
перекомпенсацією (віддачею навантаження ємності в мережу) викликає
неприпустиме підвищення напруги і збільшує витрати електроенергії в мережі.
При недостатній потужності батареї в години максимальних навантажень
мережа працює з недокомпенсацією реактивної потужності, втрати напруги
підвищуються, знижуючи рівень напруги на підстанції; збільшуються витрати
електроенергії.
Регулювання потужності конденсаторних батарей дає можливість
компенсувати змінне реактивне навантаження споживачів, підтримуючи на
шинах підстанції відхилення напруги в допустимих межах (±5%), і
реалізовувати найекономічніший режим роботи мережі. Регулювання
потужності конденсаторної батареї може проводитися вручну, дистанційно і
автоматично.
Ручне регулювання вимагає постійного чергування персоналу і не
забезпечує якісне регулювання, особливо при нерівномірних графіках
навантаження. При телемеханізації системи, регулювання електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
здійснюється дистанційно з диспетчерського пункту відповідно до графіка
навантаження.
Автоматичне регулювання більш ефективне, ніж ручне, і може будуватися
залежно від добового графіка навантаження по рівню напруги, по напряму і
величині реактивної потужності, по струму навантаження або по декількох
показниках одночасно (наприклад, за часом доби, напрузі і реактивній
потужності).
Автоматичне регулювання за часом доби використовується при достатньо
рівномірному графіку навантаження реактивної потужності і при необхідності
обмеження віддачі реактивної потужності в енергосистему в години
мінімального навантаження. Регулювання по рівню напруги має на меті
підтримку постійності напруги в мережі з допустимими відхиленнями. При
різкозмінному графіку навантаження регулювання реактивної потужності
споживача проводиться по струму навантаження. Регулювання по величині і
напряму реактивної потужності ведеться при змінному реактивному
навантаженні споживача, якщо енергосистема забезпечує відповідні рівні
напруги і необхідно обмежити передачу в енергомережу потужності, яка
генерується конденсаторними батареями.
Параметри і схема автоматичного регулювання вибираються за
узгодженням з енергосистемою з урахуванням характеру навантаження
споживача, необхідного рівня напруги в мережі і економічних показників.
Потужність конденсаторної установки регулюється ступенями шляхом
послідовного підключення або відключення частини конденсаторних батарей.
При одноступінчатому регулюванні повністю включається або відключається
вся конденсаторна установка. Багатоступінчате регулювання передбачає
послідовне збільшення або зменшення потужності конденсаторної установки.
Потужності окремих ступенів регулювання можуть відрізнятися в
арифметичній або геометричній прогресії один від одного, внаслідок чого при
меншій кількості конденсаторних установок кількість ступенів регулювання
значно збільшується. Найбільш економічні конденсаторні установки,
потужності яких розрізняють в геометричній прогресії, наприклад 100 : 200 :
400 квар.
За наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
здійснюється їх індивідуальне одноступінчате регулювання. Різночасність
включення і відключення установок дає можливість проводити
багатоступінчате регулювання всієї потужності конденсаторних установок
підприємства.
Так, наприклад, автоматичний регулятор конденсаторних установок типу
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
АРКОН регулює потужність конденсаторної установки по напрузі або по
напрузі і реактивному струму. Пристрій АРКОН складається з командного
блоку і приставок програмного блоку, що дозволяють здійснювати
багатоступінчате регулювання (рисунок 9.6).
Рисунок 9.6. Структурна схема підключення пристрою АРКОН
При регулюванні по напрузі, до командного блоку підключається вхідна
напруга Uв і напруга живлення Uп. При регулюванні по напрузі з корекцією по
струму навантаження, окрім напруги, подається струм вільної фази від
трансформатора струму введення ТТ1 (при двох введеннях ТТ1 і ТТ2) і струм
від трансформатора струму конденсаторної установки ТТ3. Відповідно до
отриманого сигналу командний блок з витримкою часу 1...3 хв видає
програмному блоку команду на включення або відключення конденсаторної
установки.
Багатоступінчате регулювання може проводитися при співвідношенні
потужностей секцій конденсаторної установки 1:1:1 або 1:2:4. Число приставок
програмного блоку визначається кількістю секцій установки. Командний блок
має регульовані уставки по напрузі на включення і відключення, а також на
форсоване включення всіх секцій установки при різкому зниженні напруги в
результаті ударних навантажень.
Пристрій АРКОН забезпечує багатоступінчате автоматичне регулювання
комплектними конденсаторними установками серії УК-0,38 потужністю від 220
до 540 квар і серії УК-6 (10) потужністю від 660 до 1800 квар. В останньому
випадку АРКОН живиться через вимірювальний трансформатор напруги.
9.5. Системи компенсації реактивної потужності фірми SIEMENS 3
EPCOS
Одним з пріоритетних напрямів фірми EPCOS є виробництво компонентів
для компенсації реактивної потужності (КРП). Сюди входять: косинусні
(силові) металоплівкові конденсатори шести різних типів виконання,
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
конденсаторні контактори (механічні та тиристорні), контролери для
управління конденсаторними установками, а також фільтруючі дроселі для
усунення вищих гармонік мережі. Основні виробничі потужності EPCOS для
європейського ринку по даному напряму розміщені в місті Малага (Іспанія) і
Хайденхайм (Німеччина).
Всі косинусні конденсатори EPCOS володіють такими важливими
властивостями, як самовідновлення і захист від перевищення внутрішнього
тиску. У разі локального електричного пробою, який може відбутися із-за
теплового, струмового перевантаження або в кінці терміну служби
конденсатора, під дією електричної дуги відбувається випаровування шару
металізації з утворенням нового захисного діелектричного шару, при цьому
втрата загальної ємності складає всього лише десяті частки відсотка.
Запобігання від надмірного тиску забезпечується за рахунок розмикання
спеціальних внутрішніх контактів при появі небезпечного тиску усередині
корпусу конденсатора (рисунок 9.7).
Надмірний тиск приводить до здуття кришки корпусу конденсатора і
розмикання контактів, унаслідок чого конденсатор відключається від
електричної мережа і тим самим запобігає можливість його вибуху.
Рисунок 9.7 – Принципова схема конденсаторного розмикача
Конденсатори виконані в циліндрових металевих корпусах з кріпильним
болтом і забезпечені двосторонньою ізольованою клемною колодкою (IP20).
Модуль розрядних резисторів входить в комплект поставки. Всі конденсатори
відповідають міжнародним стандартам МЭК/IЕС 831-1/96, МЭК/IEC 831-2/95,
EN 60831-1+2/96, VDE 560-46+47 3/95. EPCOS випускає шість основних серій
конденсаторів КРП різної конструкції і призначення.
PhaseCap, серія B25667 – сухого виконання (заповнені інертним газом).
Найпоширеніша серія. Трифазне і однофазне виконання. Діапазон напруг від
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
230 до 525 В, потужність від 5 до 33 квар (рисунок 9.8.а).
PhaseCap HD, серія B25669 – сухого виконання. Аналогічні по конструкції
PhaseCap, але розраховані на велику потужність. Трифазне виконання. Діапазон
напруг від 400 до 525 В, потужність від 40 до 60 квар (рисунок 9.8.б).
PhiCap, серія B32343 – заповнені вибухобезпечною поліуретановою
смолою. Менша вартість. Трифазне і однофазне виконання. Діапазон напруг від
230 до 525 В, потужність від 0,5 до 30 квар (рисунок 9.8.в).
PoleCap, серія B25671 – сухого виконання (заповнені інертним газом),
підвищений ступінь захисту – IP54, всі конденсатори комплектуються
захисною пластиковою кришкою з кабельним сальником, призначені для
зовнішнього використовування. Діапазон температур –40...+55°С. Трифазне
виконання. Діапазон напруг від 230 до 525 В, потужність від 0,5 до 30 квар
(рисунок 9.8.г).
а. б. в. г.
Рисунок 9.8 – Зовнішній вигляд основних серій конденсаторів КРП різної
конструкції і призначення: PhaseCap, серія B25667 (а), PhaseCap HD, серія B25669 (б),
PhiCap, серія B32343 (в), PoleCap, серія B25671 (г)
WindCap, серія B25669 – сухого виконання. Призначені для
використовування у вітроенергетиці. Трифазне і однофазне виконання.
Діапазон напруг від 690 до 800 В, потужність від 5 до 36 квар (рисунок 9.8.а).
MKV Cap, серія B25836 – заповнені маслом. Високотемпературні (до
+70°C), стійкі до дії гармонік. Трифазне виконання. Діапазон напруг від 400 до
690 В, потужність від 5 до 18 квар (рисунок 9.8.б).
Найпоширенішими є серії PhaseCap і PhiCap, основні технічні
характеристики яких приведені в таблиці 9.1.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 9.1 - Основні технічні характеристики найпоширеніших
косинусних конденсаторів EPCOS серії PhaseCap і PhiCap
Параметр Значення
Імпульсний (пусковий) струм 200Іном
Uном + 10% (до 8 год щодня)
Перенапруга Uном + 15% (до 30 хв щодня)
Uном + 30% (до 1 хв)
Тестова напруга (АС) між виводами 2,15Uном (АС), 10 с
Досліджувана напруга між клемами та
U = 3000 В, 10 с
корпусом
Температура експлуатації
-25...+55 С
конденсаторів
Тип охолодження природне
Максимальна вологість середовища 95%
Максимальна висота розташування над
4000 м
рівнем моря
Конденсатори сухого виконання серій PhaseCap випускаються по
запатентованій концерном EPCOS MKK-технології (Metallized Kuststoff
Kompakt). Технологія передбачає хвилясте обрізання торцевих частин
металізованої плівки, а також вакуумне просочення, потовщення діелектрика і
спеціальну металізацію, внаслідок чого значно підвищується стійкість
конденсатора до імпульсних струмових перевантажень. “Сухе виконання”
дозволяє вмонтовувати конденсатори в будь-якому положенні, а не тільки
вертикально.
PhiCap – перевірена часом серія економічних MKP конденсаторів
(metalized роlypropylene), яку EPCOS (SIEMENS) випускає більше 15 років.
Діапазон потужності складає від 0,5 до 30 квар для трифазного виконання і від
0,7 до 6 квар для однофазного, номінальна напруга від 230 до 525 В (50 Гц).
Основне призначення цієї серії конденсаторів – компенсація реактивної
потужності і детюнінг (захист від дії гармонік). В конструкції конденсатора
застосовується металізована поліпропіленова стрічка і циліндровий
алюмінієвий корпус з кріпильним болтом, заповнений вогнетривкою,
екологічно нешкідливою поліуретановою смолою. Термін служби
конденсаторів більше 100 тис.год. Конденсатор має два ступені захисту:
запобіжник надмірного тиску і властивість самовідновлення після локального
пробою унаслідок можливих перевантажень по струму, напрузі або температурі
(стандарт IEC 831).
EPCOS випускає додаткові аксесуари для конденсаторів, такі, як захисні
пластикові кришки, корпуси (ступінь захисту до IP54) і розрядні дроселі.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрядні дроселі виконані в корпусі для монтажу на DIN-рейку і дозволяють
прискорити час розряду конденсаторів КРП, при цьому, на відміну від
класичних резисторів, виділяють набагато менше тепла. Так, наприклад, розряд
конденсатора 30 квар відбувається за 5 с, при цьому розсіювана потужність
складає менше 1,8 Вт.
Конденсаторні контактори EPCOS механічного типу забезпечені
допоміжними дугогасними контактами попереднього замикання –
“предконтактами”, а також демпфуючими дротяними резисторами. Номінальна
напруга Uном – до 690 В, комутована потужність – від 12,5 до 70 квар, частота
включення – до 240 комутацій в годину (рисунок 9.9).
Рисунок 9.9 – Зовнішній вигляд конденсаторного контактора EPCOS
Kondiz-240 механічного типу
Всі контактори мають вбудовані або приєднувані додаткові контакти, що
полегшує паралельне з'єднання контакторів і знижує навантаження на вихідні
каскади управляючого контролера-регулятора.
Паралельне включення контакторів також дозволяє використовувати
регулятор потужності, розрахований на менше число конденсаторних ступенів.
Для систем динамічної компенсації реактивної потужності (устаткування
крана, зварювального, електромагнітні преси тощо) EPCOS випускає
інтелектуальні тиристорні комутатори – тиристорні контактори – з функцією
контролю і самоконтролю. Тиристорні контактори забезпечують на декілька
порядків більшу швидкість перемикання конденсаторних батарей – час реакції
складає 5 мс, комутація відбувається у момент переходу мережної напруги
через нуль, унаслідок чого пускові струми зводяться до мінімуму.
Інтелектуальна схема забезпечує контроль напруги, правильності
чергування фази, струм конденсаторної батареї, з видачею попереджень у разі
збоїв. При виході контрольованого параметра за допустимі межі комутується
аварійний контакт або проводиться відключення навантаження (конденсатора).
Конденсатор знов підключається після зникнення небезпеки аварії.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Передбачено також тест самоперевірки. EPCOS випускає два типи тиристорних
контакторів: на 25 і 50 квар для стандартних мереж 400 В/50 Гц.
Застосування тиристорних контакторів має ряд особливостей: потрібні
особливо швидкі запобіжники, високовольтні розрядні резистори
(випускаються EPCOS), забороняється застосування розрядних дроселів.
Номінальна напруга комутованих конденсаторів у разі застосування
тиристорних контакторів повинна складати 440 В для мережі 400 В, або навіть
525 В для тієї ж напруги мережа за наявності систем детюнінга.
Для управління автоматичними конденсаторними установками EPCOS
випускає декілька видів мікропроцесорних контролерів-регуляторів на різну
кількість ступенів. Найпоширенішою моделлю серед мікропроцесорних
контролерів-регуляторів є модель BR6000.
Дана модель має декілька варіантів виконання: кількість ступенів 6 або 12,
вихідні ланцюги для управління класичними або тиристорними контактами,
опція – можливість передачі даних по стандартному інтерфейсу (RS232 або
RS485).
Контролери забезпечені зручним у використовуванні рідкокристалічним
дисплеєм з підсвічуванням, на який можуть виводитися наступні параметри:
напруга, активна, реактивна і повна потужність, поточний і запрограмований
cos , сумарне значення коефіцієнта нелінійних спотворень, всі непарні
гармоніки (1–19), струм кожної секції, температура. Є додатковий аварійний
контакт для сигналізації про наступні небезпечні ситуації: недостатня
компенсація, перекомпенсація, вихід за допустимі межі значення струму,
температури, рівня гармонік, внутрішня помилка. Для контролю оператору
доступні усі величини, які зберігаються в пам'яті, такі, як кількість включень і
час роботи ступенів конденсаторної установки, максимальні пікові значення
активної, реактивної і повної потужності, струму, напруги і температури.
EPCOS випускає широку номенклатуру антирезонансних дроселів
(реакторів) для боротьби з гармоніками в електричних мережах. Дроселі
призначені для захисту конденсаторів КРП від шкідливої дії гармонік мережа
методом “детюнінга” – зсувом резонансної частоти контуру “трансформатор-
конденсатор” нижче за частоту домінуючої гармоніки. Дроселі випускаються в
діапазоні потужностей від 10 до 100 квар, з робочими напругами 400, 440 і 480
В і призначено для експлуатації в мережі з частотою 50 і 60 Гц.
Такі дроселі мають велику здатність до навантаження і низький рівень
власних втрат. Вони забезпечені вбудованим нормально замкнутим тепловим
контактом для сигналізації про перевищення допустимої температури. Термін
служби складає десятки років за умови правильної експлуатації.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Техніко-економічний розрахунок
застосування пристрою компенсації реактивної потужності EPCOS у
механічному цеху
Визначення економічної ефективності від впровадження пристрою
компенсації реактивної потужності EPCOS та блоку статичних конденсаторів
ККУ-0,4-300-10-21У3 на прикладі механічного цеху проводимо виходячи із
річної економії споживаної електричної енергії в даному цеху після введення
пристрою компенсації реактивної потужності.
Приймаємо, що річна норма напрацювання електрообладнання цеху
складає 2112 години на рік, або = 8 годин на добу. Тоді річна економія
електроенергії в цеху після введення компенсаційного пристрою складатиме
S = Sм(І 2
від1 – І 2 2
від2 ) / Івід1 Кв;
S = 884,4(1,372 – 1,032) / 1,3720,128 = 369,12 (кВт.год),
де Sм = 884,4 (квар) розрахункова повна потужність цеху до введення
схеми компенсації;
Кв = 12% - коефіцієнт витрат, який показує витрати реактивної енергії в
мережі цеху 21;
Івід1, Івід2 – відповідно, значення повного струму до та після впровадження
компенсаційної схеми:
Івід1 = Івід / cos 1 = 1 / 0,73 = 1,37;
Івід2 = Івід / cos 2 = 1 / 0,97 = 1,03,
де Івід = 1 – відносна активна складова струму;
cos 1 = 0,73 – значення cos цеху до компенсації;
cos 2 = 0,97 – значення cos цеху після компенсації
Кількість робочих днів механічного цеху становить 264 робочих дня на
рік. Тому, економія електроенергії від впровадження компенсаційного
пристрою за рік складає: 369,12×2640,72 = 70 162,32 кВт.год, де 0,72 –
коефіцієнт завантаженості обладнання механічного цеху, або, в грошовому
еквіваленті: 70 162,32 (кВт.год)×0,37 (грн.) = 25 960,06 грн на рік або 2 163,33
грн на місяць, де вартість однієї кіловат-години для даного підприємства
становить 0,37 грн.
Для розрахунку повного економічного ефекту від впровадження
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
компенсаційного пристрою вирахуємо усі затрати на придбання і монтаж
компенсаційного обладнання.
Основні витрати на придбання оснащення наведені в таблиці 10.1.
Таблиця 10.1- Норми витрат на придбання основних матеріалів
Назва Кількість Ціна, грн Вартість, грн
Пристрій компенсації реактивної
1 шт 9125,62 9125,62
потужності EPCOS
Блок статичних конденсаторів ККУ-0,4-
1 шт 138480 138480
300-10-21У3
Трансформатор струму ТОЛУ-10
1 шт 5544 5544
Контактор Kondiz-240 10 шт 1257,82 12578,2
Силовий кабель з‘єднання 10 м 91 910
Разом 166637,8
Таким чином, при впровадженні пристрою компенсації реактивної
потужності EPCOS та блоку статичних конденсаторів ККУ-0,4-300-10-21У3 у
механічному цеху затрати складуть166637,8 грн.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що виникають при проведенні
робіт в приміщенні інженерно-технічного відділу
Продуктивна робота будь-якого працівника багато в чому залежить від
того, якою мірою умови його роботи відповідають нормативним. Метою даного
розділу є аналіз умов праці робітників інженерно-технічного відділу і опис
основних методів мінімізації та нейтралізації небезпечних і шкідливих
факторів.
В роботі проводяться різноманітні процеси моделювання систем
електропостачання в приміщенні інженерно-технічного відділу. Відділ
знаходиться в адміністративній будівлі на другому поверсі чотириповерхового
будинку. Розміри приміщення 2,5х4х2,7 м площа, відповідно, становить 10 м2,
об’єм - 27,0 м3. В приміщенні розташовано два робочих місця. Площа та об’єм
приміщення відділу не відповідають вимогам ДБН В.2.2.28-2010 з розрахунку
на одне робоче місце – 6 м2 та 20 м3. Для покращення умов праці
рекомендується розширити кімнату відділу, або залишити тільки одне робоче
місце в приміщенні.
Поверхня стін і стелі приміщення є гладкою, що дає змогу краще
виконувати вологе прибирання і дезінфекцію. Підлога покрита антистатичним
лінолеумом. Шви на лінолеумі спаяні.
Природне і штучне освітлення на робочих місцях нормується згідно ДБН
В.2.5-28-2018 в залежності від характеристики зорової роботи, найменшого
розміру об'єкта розрізнення, розряду і підрозряду зорової роботи, фону і
контрасту об'єкта з фоном. Згідно цього в приміщенні передбачені наступні
види виробничого освітлення: природне, штучне і сумісне.
Природне освітлення бокове однобічне – світло проникає в приміщення
через вікно розміром 1,5х2 м. КПО становить 32-35 %, що задовольняє умовам
ДБН В.2.5-28-2018, відповідно до яких нормативний КПО становить 1,5%.
Штучне освітлення застосовується при недостатності природного
освітлення або відсутності його (у темний час доби). За призначенням штучне
освітлення належить до робочого.
Характер зорової праці відноситься до високої точності, що відповідає ІІІ
розряду та підрозряду – б. Згідно ДБН В.2.5-28-2018 рівень загального
штучного освітлення при даній роботі повинен бути не менша 300 лк, а
фактичне освітлення становить 240-250 лк. Отже, рівень штучного освітлення
не відповідає нормативним вимогам ДБН В.2.5-28-2018.
Загальне штучне освітлення створюється штучними джерелами світла:
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
лампами розжарювання. Кількість світильників марки ПО-02 (куля молочного
скла) – 2 шт. Лампа в світильнику має потужність 60 Вт на напругу 220 В. Для
покращення умов праці та економії електроенергії рекомендується
модернізувати систему штучного освітлення лабораторії.
Для живлення обладнання передбачена електрична мережа змінного
струму напругою 220 В. Для цього на висоті 90 см від підлоги над робочими
місцями обладнанні розетки. В приміщенні проведена одна телефонна лінія,
з’єднання з телефонним апаратом забезпечується через телефонну розетку. Над
вищевказаними розетками розміщені попереджувальні надписи з зазначенням
напруги в розетці. Згідно ПУЕ-17 приміщення відноситься до приміщень без
підвищеної небезпеки ураження працівників електричним струмом. При роботі
більшу частину часу інженер проводить за монітором комп’ютера, на якому
виводяться робочі параметри устаткування та інженерні програми. Таку роботу
за важкістю праці можна віднести до категорії 1б, тобто робота, яка не потребує
фізичного навантаження і виконується сидячи за монітором комп’ютера.
На робочому місці підтримуються необхідні параметри мікроклімату:
– температура у холодний період року становить 20-23 оС (при
нормативному – 21-25 оС), в теплий – 21-24 оС (при нормативному значенні –
23-25 оС),;
– відносна вологість повітря залежно від температури знаходиться у межах
40 – 60 % (згідно з нормами не повинна перевищувати 60%);
– швидкість руху повітря знаходиться в межах 0,1-0,2 м/с, що відповідає
ДСН 3.3.6.042-99.
Вищенаведені фактичні значення мікроклімату задовольняють вимогам
ДСН 3.3.6.042-99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень».
Для дотримання оптимальних параметрів мікроклімату в приміщенні
передбачена витяжна природна вентиляція (ДБН В.2.5.67-2013), отвір якої
знаходиться під стелею біля вхідної двері.
Джерела вібрація в даному кабінеті відсутні, тому рівень вібрації
відповідає вимогам ДСН 3.3.6.039-99.
Забезпечення в приміщенні оптимальної температури в холодний період
року здійснюється за допомогою чавунних радіаторів системи опалення М-140 і
відповідає основним санітарно – гігієнічним вимогам ДБН В.2.5.67-2013.
Система центрального водяного опалення широко використовується на
багатьох підприємствах різних галузей промисловості. Основні переваги цієї
системи: рівномірне нагрівання приміщення; можливість централізованого
регулювання температури теплоносія (води); відсутність запаху гару, при
осіданні пилу на радіатори; підтримання відносної вологості повітря на
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
відповідному рівні (повітря не пересушується); виключення опіку від
нагрівальних приладів; пожежна безпека.
Під час роботи на працівників можуть впливати такі небезпечні та
шкідливі виробничі фактори: фізичні та психофізіологічні (для контролю над
їх впливом на здоров’я, працівники щорічно проходять медичний огляд).
До психофізіологічних належать нервово – психічні перевантаження
(монотонність роботи, розумове перенапруження, тощо), для зниження
негативного впливу цих факторів рекомендується протягом робочого дня через
кожні 30 хвилин робити п’яти хвилинні перерви.
Робітники, що працюють обов’язково проходять медичний огляд:
попередній при влаштуванні на роботу та періодичний – один раз на два роки
(медичний огляд проводить комісія у складі терапевта, невропатолога та
офтальмолога) згідно Наказу №246 МОЗ України від 21.05.2007.
Відповідно до НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в
Україні» в установі розроблені відповідні заходи щодо забезпечення пожежної
безпеки:
– визначені обов’язки посадових осіб щодо забезпечення пожежної
безпеки;
– призначені відповідальні, які пройшли навчання і перевірку знань з
пожежної безпеки, за пожежну безпеку окремих приміщень;
– встановлений протипожежний режим та визначені місця для куріння,
застосування нагрівальних електроприладів;
– розроблені й затверджені загальнооб’єктові інструкції про заходи
пожежної безпеки;
– розроблена схема евакуації людей із установи на випадок пожежі. Схеми
евакуації розміщені на кожному поверсі будівлі, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
Усі працівники при зарахуванні на роботу, безпосередньо на робочому
місці та щороку за місцем роботи проходять відповідно вступний, первинний та
повторний протипожежний інструктажі. Запис про проведення
протипожежного інструктажу робиться в журналі, після чого дозволяється
приступити до роботи.
За характеристикою пожежної небезпеки приміщення відноситься до
категорії В згідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016 (у приміщенні знаходяться горючі та
важкогорючі матеріали).
На випадок пожежі крім головного виходу з протилежного боку будівлі
існує запасний евакуаційний вихід, що виходить на сходову клітку. Ширина
шляху евакуації становить не менше 1 м, а дверей евакуаційного виходу – не
менше 0,8 м при висоті проходу не менше 2 м. Над дверима написано слово
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
"Вихід". Евакуаційні шляхи утримуються вільними та не захаращеними (ДБН
В.1.1.7-2016). Пожежна безпека в установі відповідає НАПБ А.01.001-2014
«Правила пожежної безпеки в Україні».
Для протипожежного захисту в приміщенні застосовується система
пожежної сигналізації. На стелі приміщення встановлені димові автоматичні
сповіщувачі ИП-212 в кількості 2 штук (відповідно ДБН В.2.5-56-2014). Для
ліквідації невеликих осередків пожежі в установі передбачені первинні засоби
пожежогасіння, встановлений спеціальний протипожежний щит, який
розміщено на першому поверсі в легкодоступному місці. В якості засобів
пожежогасіння в установі передбачені: один порошковий ВП-5 та один
вуглекислотний ВВК-3,5 вогнегасники, ящик з піском, азбестове полотно, лом,
сокира.
З усіма працівниками перед допуском до роботи проводять вступний та
первинний інструктажі згідно типового положення про навчання з питань
охорони праці (ДНАОП 0.00-4.12-05). Допуск до роботи відбувається після
проведення перевірки знань із вступного та первинного інструктажів. Перевірка
здійснюється згідно затвердженим начальником підприємства переліком
запитань.
Вступний інструктаж з питань охорони праці проводиться з усіма
працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або тимчасову)
незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або посади;
студентами перед початком трудового і професійного навчання в приміщенні.
Первинний інструктаж проводиться з працівниками та студентами на робочому
місці до початку роботи.
Запис про проведення вступного інструктажу робиться у спеціальному
журналі згідно з ДНАОП 0.00-4.12-05.
Повторний інструктаж проводиться на робочому місці з усіма
працівниками та студентами: на роботах з підвищеною небезпекою – 1 раз у
квартал, на інших роботах – 1 раз на шість місяців.
Іонізуюче випромінювання відповідає рівню природного радіаційного
фону (НРБУ-97).
Серед недоліків в даній лабораторії можна відмітити, що розміри
приміщення відділу не відповідають вимогам ДБН В.2.2.28-2010 та
невідповідність системи загального штучного освітлення нормативним вимогам
ДБН В.2.5-28-2018, тому потрібно провести модернізацію системи загального
штучного освітлення. Додатково пропонується розробити рекомендації щодо
використання на робочих місцях лабораторії світильників місцевого штучного
освітлення.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11.2 Модернізація системи комбінованого штучного освітлення
Штучне освітлення передбачається у всіх виробничих та побутових
приміщеннях, де недостатньо природного світла, а також для освітлення
приміщень у темний період доби. При організації штучного освітлення
необхідно забезпечити сприятливі гігієнічні умови для зорової роботи і
одночасно враховувати економічні показники.
Найменша освітленість робочих поверхонь у виробничих приміщеннях
регламентується ДБН В.2.5-28-2018 і визначається, в основному,
характеристикою зорової роботи. Норми носять міжгалузевий характер. На їх
основі, як правило, розробляють норми для окремих галузей промисловості.
В ДБН В.2.5-28-2018 вісім розрядів зорової роботи, із яких перші шість
характеризуються розмірами об'єкта розпізнавання. Для І – V розрядів, які
окрім того мають ще й по чотири підрозряди (а, б, в, г), нормовані значення
залежать не тільки від найменшого розміру об'єкта розпізнавання, але і від
контрасту об'єкта з фоном та характеристики фону. Найбільша нормована
освітленість складає 5000 лк (розряд І а), а найменша – 20 лк (розряд VІІІ г).
При проектуванні штучного освітлення необхідно вирішити наступне:
вибрати систему освітлення, тип джерела світла, тип світильників, визначити
розташування світлових приладів, виконати розрахунки штучного освітлення та
визначити потужності світильників та ламп.
Для всіх виробничих приміщень проектують систему загального чи
комбінованого освітлення. При виконанні робіт І-IV розрядів рекомендується
використовувати, як правило, комбіновану систему освітлення, оскільки
досягнення необхідної освітленості при загальній системі освітлення вимагає
великих витрат електричної енергії і є недоцільним. З цієї ж точки зору слід
надавати перевагу локалізованому освітленню, в тому числі й в системі
комбінованого, дотримуючись при цьому допустимих норм нерівномірності
освітлення (ДБН В.2.5-28-2018). Освітленість робочої поверхні, створювана
світильниками загального освітлення в системі комбінованого, повинна
складати не менше 10 відсотків нормованої для комбінованого освітлення,
однак у всіх випадках не менше 150 лк при газорозрядних лампах і 50 лк – при
лампах розжарювання.
З гігієнічної точки зору система загального освітлення більш досконала,
оскільки дає можливість більш рівномірно розподілити світлову енергію.
Вибираючи джерела світла, слід надавати перевагу люмінесцентним
лампам, які енергетично більш економічні. Окрім того, вони за спектральними
характеристиками максимально наближаються до природного світла, що
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
важливо при використанні суміщеного освітлення.
Розрахунок штучного освітлення виконується за методом коефіцієнта
використання світлового потоку:
Звисання світильника зі стелі hс становить 0,3 м, висота робочої поверхні
hр становить 0,8 м. Висота підвішування світильників над підлогою hп
становить 2,40 м. Висота підвішування світильників над робочою поверхнею h
становить 1,6 м.
Світлодіодні світильники - це найбільш ефективне рішення в сфері
внутрішнього освітлення офісів, лабораторій, відділів. LED світильники
можуть мати різноманітний дизайн, що підходить під будь-які інтер'єри, а
також мають широкий спектр переваг, які дозволили їм витіснити традиційні
джерела світла, що мали популярність в останні роки.
До основних переваг світлодіодних світильників відносять відразу кілька
базових характеристик:
- підвищену економічність - рівень економії електрики перевищує в 8-10
разів показники світильників, що працюють з лампами розжарювання. Істотна
економія електроенергії особливо буде помітна при використанні великої
кількості світильників;
- збільшений термін служби, що становить 50 000 годин або 5 років
безперервної роботи. Особливістю є те, що світильники не підлягають ремонту
- при виході з ладу, необхідно робити комплексну заміну на новий;
- простота в монтажі - немає необхідності залучати професійних
електриків;
- забезпечення приміщення рівномірним світлом, що не втомлює очі. Деякі
моделі мають контролери, що дозволяють змінювати інтенсивність і колір
світіння - це дозволяє налаштувати оптимальну температуру (холодний білий,
теплий білий, денний) і яскравість світла, а також використовувати світлодіодні
світильники для будинку в якості додаткового освітлення.
Більшість моделей світлодіодних світильників має пиловологозахист за
стандартом IP20, тому їх рекомендується використовувати тільки в сухих
теплих приміщеннях зі стабільним мікрокліматом. Вони можуть відрізнятися за
потужністю і розміром, але мати ідентичний дизайн. Кут світіння в переважній
більшості моделей становить 90 і 120 градусів - цього достатньо для
рівномірного розсіювання світлового потоку за всією площею.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.1 – Світлодіодний світильник A-LED-600x150-14-2232-Alum
Технічні характеристики світильника A-LED-600x150-14-2232-Alum:
Тип освітлення - стаціонарне
Матеріал - алюміній АД 31, анодований,
Потужність (Вт) – 14,
Світловий потік (лм) – 2232,
Кут розсіювання світла - 120°,
Тип лампи – світлодіод,
Напруга живлення (В) - 90-265,
Термін служби (годин) – 50000,
Довжина - 600 мм,
Ширина - 150 мм,
Висота - 50 мм,
Вага - 1,0 кг.
Основною задачею розрахунку штучного освітлення є визначення
необхідної кількості світильників N для забезпечення нормативного рівня
штучного освітлення за формулою:
E K S z
N н з
F л (11.1)
де Ен – нормоване освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2018).
Fл – світловий потік світильника,
Кз – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації, Кз = 1,4;
S – площа приміщення, яка освітлюється, S = 2,5 * 4 = 10 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, приймаємо рівним 1,15;
η – коефіцієнт використання світлового потоку, η = 74%.
Для визначення коефіцієнту використання світлового потоку знаходиться
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
індекс приміщення і.
Індекс приміщення знаходимо за формулою:
А В
i
Н 0,8 А В (11.2)
2,5 4
i 0,8
2,70 0,8 2,5 4
де А, В і Н– відповідно довжина, ширина та висота приміщення.
Знаходимо кількість світильників за формулою 11.1:
300 1,4 10 1,15
N 2,92
2232 0,74
Для забезпечення нормативного рівня загального штучного освітлення в
приміщенні відділу необхідно застосувати три світильника A-LED-600x150-14-
2232-Alum.
В системі штучного комбінованого освітлення, яка складається із
загального та місцевого освітлення, загальний рівень освітлення для ІІІ розряду
та підрозряду – б згідно ДБН В.2.5-28-2018 повинна становити 750 лк., але
системою загального штучного освітлення в даному приміщенні забезпечується
лише 300 лк. Отже, необхідно додатково встановити місцеві світильники, які
будуть додатково створювати освітленість на рівні 450 лк.
Комбіноване освітлення доцільно застосовувати при роботах високої
точності, а також, якщо необхідно створити певний або змінний в процесі
роботи напрямок світла. Місцеве освітлення створюється світильниками, що
концентрують світловий потік безпосередньо на робочих місцях. Застосування
лише місцевого освітлення не допускається з огляду на небезпеку виробничого
травматизму та професійних захворювань.
Для забезпечення місцевого нормативного освітлення 450 лк в даному
приміщенні пропонується використати світильник моделі Camelion KD-017A, з
газорозрядною енергозберігаючою лампою, що зображений на рисунку 11.2,
оскільки він створює на робочій поверхні освітленість, що відповідає характеру
зорової роботи і її рівень не є нижчою за встановлені норми. Він забезпечує
достатню рівномірність та постійність освітленості в приміщенні, що сприяє
уникненню частої переадаптації органів зору; не створює засліплювальної дії
від джерела освітлення і від інших предметів, що знаходяться в полі зору; не
створює на робочій поверхні різких та глибоких тіней (особливо рухомих); не
створює небезпечних та шкідливих виробничих чинників (шум, теплові
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
випромінювання, небезпека ураження струмом),є надійним і простим в
експлуатації, економічним та естетичним.
Рисунок 11.2 - Світильник місцевого освітлення моделі Camelion KD-
017A з газорозрядною лампою
Перевагою цього світильника також є те, що він має високий штатив, який
можна встановити під різним кутом нахилу, стійка основа, рухомий абажур,
який захищає очі працівника від засліплювальної дії ламп. Окрім того, вона
захищає джерело світла від механічних ушкоджень, пилу та бруду.
Основною перевагою газорозрядних ламп є їх енергозбереження. Світлова
віддача цієї ламп становить 100 лм/Вт, що в 3-5 разів перевищує світлову
віддачу ламп розжарювання. Термін експлуатації – до 10 тис. год., а
температура нагрівання 50 °С. За спектральним складом видимого світла
використана лампа належить до теплого білого світла (ЛТБ).
Газорозрядні лампи бувають низького та високого тиску. Для світильника
типу Camelion KD-017A використовують газорозрядні лампи низького тиску,
що широко застосовуються для освітлення приміщень як на виробництві, так і в
побуті. Однак, вони не можуть використовуватись при низьких температурах,
оскільки погано запалюються та характеризуються малою одиничною
потужністю при великих розмірах самих ламп.
Основними технічними характеристиками світильника Camelion KD-017A:
– номінальна напруга живлення, 220 В;
– електрична потужність лампи, 11 Вт (за світловим потоком
еквівалентна лампі розжарювання 75 Вт);
– світловий потік, 750 лм;
– світлова віддача, 100 лм/Вт;
– термін експлуатації 10 000 год.;
– спектральний склад світла тепле біле (ЛТБ);
– рівень освітленості на робочій поверхні при висоті світильника 50
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
см складає 500 лк;
– тип патрона: 2G7;
– маса: 3,5 кг;
– матеріал плафона і основи: пластмаса;
– трансформатор живлення лампи знаходиться в плафоні.
Окрім того, газорозрядні лампи забезпечують світловий потік практично
будь-якого спектра, шляхом підбирання відповідним чином інертних газів,
парів металу, люмінофора. Так, за спектральним складом видимого світла
розрізняють люмінесцентні лампи: денного світла (ЛД), денного світла з
покращеною передачею кольорів (ЛДЦ), холодного білого (ЛХБ), теплого
білого (ЛТБ), білого (ЛБ) та жовтого (ЛЖ) кольорів.
Отже, після огляду приміщення інженерно-технічного відділу та
безпосередньо робочого місця можна зробити висновок, що провівши
модернізацію освітлення всі фактори виробничого середовища відповідатимуть
своїм нормативним значенням. До уваги прийняті всі показники, які впливають
на роботу працівника. Таким чином, приміщення підходить для проведення
різноманітних робіт з проектування та моделювання.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення: навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. 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.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л. Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
19. Сайт ТОВ «Енергомонтаж ЛВ» [Електронний ресурс]
https://em.co.ua/contact-us/
20. Дорошенко О.І. Компенсація реактивної потужності міських електричних
мереж 0,4кВ / О.І. Дорошенко, Ю.О. Савранський Енергетика та
електрифікація. 2007. № 12. С.13-20.
21. Сайт «СВ Альтера» https://www.svaltera.ua/solutions/typical/energy/6718.php
22. M. Jaramillo, D. Carrión, and J. A. Muñoz, “A Deep Neural Network as a
Strategy for Optimal Sizing and Location of Reactive Compensation Considering
Power Consumption Uncertainties,” Energies, vol. 15, pp. 9367, 2022. [Online].
Available: https://doi.org/10.3390/en15249367 . Accessed: Nov. 07, 2023.
Арк
ЧДТУ А1 23218 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата