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/5731| Title: | Система електропостачання лакофарбового заводу |
| Authors: | Ткаченко, Валентин Федорович Клим, Владислав Валерійович |
| 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 лакофарбового заводу. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці мікропроцесорного пристрою керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок економічного ефекту від впровадження електронного пристрою для контрою якості з виготовлення аерозольних фарб. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при виконанні робіт в приміщенні проектно-технічного відділу, а також можливості модернізації системи загального штучного освітлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5731 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Клим.pdf Restricted Access | 6.45 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 23226 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання лакофарбового заводу»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Клим Владислав Валерійович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Валентин ТКАЧЕНКО
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
ВСТУП ......................................................................................................................... 7
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ................................................................................... 8
1.1 Характеристика об’єкта проєктування .......................................................... 10
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з виготовлення
аерозольних фарб ................................................................................................... 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 12
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розміщення трансформаторних підстанцій .......... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 32
2.6.3 Вибір місця розміщення ГПП, ТП (КТП) ................................................ 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 43
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 45
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ротз робив Клим В.В. Літера Лист Листів
Перевірив Ткаченко В.Ф. Система електропостачання 3 150
лакофарбового заводу
Н. конт р. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затверд ив Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 51
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 51
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 55
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 64
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 64
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 66
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000 В ......................................................................................................................... 70
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 70
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 72
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 75
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 79
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 79
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 81
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 82
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 83
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 86
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 87
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 88
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 88
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 90
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 90
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 90
8.2.3. Електропостачання установок освітлення ............................................. 93
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ..................... 102
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж ........................ 102
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 102
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 107
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 4
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 110
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 111
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 114
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 118
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 119
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 120
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 121
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 122
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 125
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 125
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 126
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 127
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 131
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 137
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 139
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при виконанні робіт в
приміщенні проєктно-технічного відділу .......................................................... 139
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення ......................... 143
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 149
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 5
Зм. Лист № 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 23226 63/03-03 ПЗ 6
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ВСТУП
Розвиток усіх без винятку галузей господарства в сучасних умовах в значної
мірі залежить від ефективного використання енергоресурсів.
В свою чергу ефективне використання енергоресурсів неможливе без
раціонально виконаної системи електропостачання (СЕП) підприємства, яка
повинна забезпечувати надійність, безпеку, економічність та зручність
експлуатації.
Сучасна система електропостачання базується на грамотному проєктуванні,
точних розрахунках очікуваних електричних навантажень, аналізі тенденцій у
виборі апаратів, схеми і компоновки підстанції підприємства, тобто в
використанні всього набору технологічних і технічних засобів та способів, які
має в своєму арсеналу інженер-електрик.
Дана випускна кваліфікаційна робота бакалавра присвячена саме розробці
такої системи, а саме електропостачанню лакофарбового заводу.
У ході проєктування з врахуванням умов проєктування здійснено
електричні розрахунки по електропостачанню підприємства, в тому числі:
розраховані електричні навантаження по окремим цехам та підприємству в
цілому, зроблений розрахунок освітлення, вибір числа і потужності
трансформаторів ГПП і цехових трансформаторів, передбачена компенсація
реактивної потужності, зроблений розрахунок цеху з виготовлення аерозольних
фарб з вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір устаткування
підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений розробці мікропроцесорного
пристрою керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» зроблено розрахунок економічного ефекту від впровадження
електронного пристрою для контрою якості з виготовлення аерозольних фарб.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, які
виникають при виконанні робіт в приміщенні проєктно-технічного відділу, а
також можливості модернізації системи загального штучного освітлення.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 7
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції, розподільчих
пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у цехах. Призначена
система для забезпечення вимог виробництва в передачі електроенергії від
джерела живлення до місця споживання її у відповідній кількості та якості [1, 2].
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно з
завданням на дипломне проєктування система електропостачання промислового
підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
та провідників.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 8
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого середовища,
вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання повинні
відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного забезпечення
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 9
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних електроприймачів до
II категорії приводе до необґрунтованого завищення не тільки потужності
встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування живлення
споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів
і т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, II та III.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проєктувати в даній
кваліфікаційній роботі, займається виготовленням лакофарбової продукції. На
території підприємства розміщені будівлі і цехи основного та допоміжного
виробництва.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів «Правил улаштування
електроустановок 2017» [1].
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні 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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій [4].
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху з
виготовлення аерозольних фарб
Силові електроприймачі цеху з виготовлення аерозольних фарб 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
№ Кількість, Встановлена
Електроприймач cos
поз. шт. потужність, кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Фасувально-штабилююча
2 34 0,91
установка
2 Складальний автомат 8 28,3 0,88
3 Автомат заливання фарби 8 4,5 0,84
4 Сушильна машина 4 88 0,94
5 Ротаційна друкарська машина 6 18,4 0,92
6 Автомат зовнішнього лакування 2 7,5 0,87
7 Конвеєр міжпозиційний 2 36 0,81
8 Машина завнішнього
2 18,1 0,88
знежирювання
9 Конвеєр стрічковий 2 42 0,81
10 Корпусоутворююча установка 16 13 0,8
11 Вирубний прес 2 74 0,78
12 Верстат розрівнювання листів 2 12,3 0,84
13 Вентилятор приточний 4 26 0,86
14 Вентилятор витяжний 6 10 0,86
15 Насос фарби 6 3,7 0,83
16 Компресор 4 5,5 0,82
17 Насос установки знежирення 4 8,1 0,84
80
Однофазні електроприймачі
1 Автомат зварювальний точковий 3 5,0 0,6
2 Автомат зварювальний 3 4,0 0,7
6
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розміщення обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розміщення обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загальновиробниче освітлення 380/220 В, та
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху, електропостачання якого ми будемо розраховувати,
складають: 60×48×6, із загальною виробничою площею S=2880 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розміщуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проєктуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран козловий.
Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих нормальних, тобто є
сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не перевищує 60 % та відсутні
умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах, проникати
всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех підприємства.
Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом. Запилені
приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним середовищем, в
яких постійно або протягом тривалого часу містяться агресивні пари, гази,
рідини, утворюються відкладення або цвіль, що руйнують ізоляцію і струмові
частини електроустаткування.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 1.1 – План цеху та розміщення обладнання
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=110кВ:
- потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=2400 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 80 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 394,7 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 23226 63/03-03 ПЗ 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень потрібне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) та трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній щільності струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху [5].
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 нагрівання 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 нагрівання
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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 народного господарства,
адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів
розрахунку.
Визначення електричних навантажень цехів є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах середньої
та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина розрахункової
потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (Ppоз, підпр ) у цілому.
Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при якій термін службі
елементів системи електропостачання дорівнює розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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).
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у групу
ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном.2 pном n 28,3 8 226,4 кВт.
1
n
Рном Кв.2 рном.2 0,8 226,4 181,1 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg 0,8 226,4 0,54 97,8 квар, (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагрівання мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагрівання:
– 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 23226 63/03-03 ПЗ 17
Зм. Лист № 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
n 2
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2
n pном 2 1295,6
е 29,4шт.
pном max 88
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними n e
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
К 1
в (2.6)
n
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
Коефіцієнт використання Кв
nе 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 23226 63/03-03 ПЗ 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi 1295,6
К 1
в, цеху 0,8 . (2.7)
n 1621,2
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову активну
потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном 1,031295,61334,4 кВт. (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1746,3 746,3 . квар (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ буде додане освітлювальне навантаження
Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2 2 2
роз Pроз Qроз 1334,4 746,3 1528,9 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [5].
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 22
Зм. Лист № 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 [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази,
кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більш
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням останніх
до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад фаза
с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)а,,(bс)b, (са)с
, , –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
(аb)b, (bс)с (са)а
q , q , q 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 –0,05 –0,29
(аb)а, (bс)b (са)с
q , q , q 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
(аb)b, (bс)с (са)а
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
автомат зварювальний -3 шт;
машина зварювальна точкова – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ =100%, що
підключені наступним чином:
автомат зварювальний АЗ-А-тн: напруга фазна Uф 220В;
рф,0 4,0 кВт ; cos 0,7 ; Кв,a0 0,5 ;
машина зварювальна точкова ТЗ : напруга лінійна UЛ 380В ;
рЛ 5,0 кВт ; cos 0,6 ; Кв 0,6 .
Визначаємо загальне середнє навантаження окремих фаз (А, В, С) згідно
співвідношень (2.9а), які записано для більш загального випадку:
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i ,
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i ,
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i .
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i ,
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i ,
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i .
Визначимо навантаження фаз, використовуючи відповідні коефіцієнти
зведення навантажень з таблиці 2.4.
P(a) P(b) P(c) 0,5 5,0 0,89 0,5 5,0 0,89 0,5 4 6,45 кВт .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Середнє реактивне навантаження, віднесене до фаз А,В,С дорівнює
відповідно:
Q(a) Q(b) Q(c) 0,6 5,0 0,38 0,6 5,0 0,38 0,5 4,0 1,73 5,74 квар .
Для найбільш навантаженої фази (В)
Q
tg (b)
b .
P(b)
5,74 (квар)
tg(a) tg(b) tg(c) 0,89
6,45 (кВт)
Нерівномірність навантаження по фазах:
p
p ном.max.ф pном.min .ф .
pном.min .ф
p 0 , тобто фази завантажено рівномірно.
Середньовиважене значення коефіцієнту навантаження
Кв(а) Кв(b) Кв(c) Кв(ф) для фази.
На приклади фази (b)
Р
Кв(b)
(b) .
Рab Рbc Р
2 b,0
6,45
Кв(b) 0,72 .
4 4
5
2
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у найбільш навантаженої
фази (В)
Ру 3 P(ф) ; Ру 3 6,45 19,35 кВт .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Qу Pу tg(b) ; Qу 19,35 0,89 17,2 квар .
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню:
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax.(o)
P(ф) 3 6,45 кВт ,
2 3 6,45
ne(o) 2 .
3 6,45
За таблиці 2.1 при ne(o) 2 та Кв(b) 0,72 отримаємо Кр 1,14 .
Рроз у Кр Кв(b) Ру ,
Рроз у 1,14 0,72 19,35 15,9 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від пе :
при пе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
при пе 10 Qроз Кв Рном tg .
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру,і tgі ,
і
Qроз у 1,10,72 19,35 0,89 13,6 квар .
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою
S 2 2
роз у Pроз у Qроз у .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2 2
Sроз у 15,9 103 13,6 103 24 кВ А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень установок освітлення
використовують метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН установок освітлення
(��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт запасу ��з,
освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа освітлювального
приміщення ��. По обраному типі світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7] визначається питома
потужність загального рівномірного освітлення необхідна для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
Pmax ос. kп Pп.о.ф S , (2.14)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [4, 7], kп 0,95;
S – площа приміщення, S = 2880 м2;
Pп.о.ф – питома фактична потужність установок освітлення, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
E
P ф kз.ф
п.о.ф Pп.ос.табл k
100 k ρ , (2.15)
з.табл
де Pп.ос.табл – питома потужність установки освітлення, Вт/м2 [7];
Eф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт [7],
Eф 200 лк;
kз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [7],
kз.ф 1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [7],
kз.табл 1,5 ;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
kρ – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [7], kρ 1,15.
200 1,8
рп.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м2.
100 1,6
Рм.о. 0,95 9,7 2880 26800 Вт,
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
Qmax ос. Pmax ос. tg0 , (2.16)
де tg0 – відповідноcos0 для кожного типу ламп.
Qmax ос. 26,8 0,2 5,4 квар.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220В; аварійне
освітлення 220В.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0.4 кВ
визначаємо за виразами:
P0,38 цеху Рроз цеху Рроз ос. цеху 1334,4 26,8 1361,2 кВт, (2.17)
Q0,38 цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху 746,35,4751,6 квар. (2.18)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S 2 2
ТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 1361,2 751,6 1477,2кВА. (2.19)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями (2.17)
– (2.19) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху SТП та отримані значення заносимо у таблицю 2.4.
і
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5]. У нашому випадку він дорівнює Ко 1,0 .
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q0,4 цеху , (2.20)
i i
i i
S 2 2
НН ГПП 1,0 8105 4817,9 9428,8 кВА.
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по лакофарбовому заводу, а приблизна
розрахункова потужність має значення Sпр= 9428,8 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів лакофарбового заводу
приводимо у вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним
даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розміщення трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розміщення підстанції, доцільно використовувати достатньо точні методи
та способи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
Х ЦЕН та У ЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому в якості
навантаження Рроз (Qроз ) повинно використовуватися розрахункове значення
i і
потужності (активної і реактивної відповідно), яке отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку представляють у
вигляді відповідної таблиці.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість електроприймачів
цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою відповідних
прикладних комп’ютерних програмам.
Необхідність (або відсутність) розрахунку координат ЦЕН реактивного
навантаження має бути обґрунтовано.
Якщо добові графіки навантажень істотно змінюються в часі, знайдені
координати ЦЕН не дозволяють остаточно вирішити задачу вибору місця
розміщення ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах зони,
обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують за
допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розміщення приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному плані
всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості приймачів
електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень на
картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають центр
електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола пов’язують з
розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з умови рівності
розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
Pроз r2 m ,
i
де Pроз – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус кола;
i
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розміщення джерел живлення для реактивних
навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для активних, іншу для
реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розміщуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць установки
джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри споживання
реактивної потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, які відповідають силовому,
а також навантаженню освітлювальних установок.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
360 P
роз цеху
с.н ; (2.21)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.21)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху з виготовлення аерозольних фарб
вказані параметри картограми електричних навантажень
360 1334,4
αс.н 353.
1361,2
360 26,8
αо.н 7.
1361,2
Рр0,38 1477,4
ri 53,4 мм.
3,14 m 3,14 165
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.29)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y )
i i
Y i1 , (2.30)
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.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження
, ,
Найменування об’єкта P осв.
роз.цеху , Pроз.ос , P0,4цеху , с.н ri, мм
град град
кВт кВт кВт
Цех водно –
дисперсійних фарб. 1418,9 58,5 1477,4 346 14 53,4
Цех полімерних фарб
Цех акрилових фарб 1433,1 31,4 1464,5 352 8 53,2
Цех масляних фарб.
712,1 28,8 740,9 346 14 37,8
Котельня
Цех розливання лаків;
Ремонтно-механічний 714,5 18,9 733,4 351 9 37,6
цех
Цех грунтів 922,3 32,5 954,8 348 12 42,9
Цех виробництва
1334,4 26,8 1361,2 353 7 51,3
аерозольних фарб
Цех розливання
588,1 29,3 617,4 343 17 34,5
розчинників
Будівля управління.
Лабораторія. Їдальня
122,5 104,3 226,8 194 166 20,9
Виставочний
павільйон
Насосна станція.
Вагова. Склади. 456,5 72,1 528,6 311 49 31,9
Підземні свердловини
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів (2.26), (2.27)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН заводу
Найменування Pроз.цеху Pроз.ос P0,4цеху Х, Y, P -4 -4
р.0,38X10 , Pр0,38Y10 ,
об’єкта кВт кВт кВт м м кВтм кВтм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех водно –
дисперсійних фарб.
1418,9 58,5 1477,4 130 300 192062 443220
Цех полімерних
фарб
Цех акрилових
1433,1 31,4 1464,5 260 300 380770 439350
фарб
Цех масляних
712,1 28,8 740,9 360 300 266724 222270
фарб. Котельня
Цех розливання
лаків; Ремонтно- 714,5 18,9 733,4 410 210 300694 154014
механічний цех
Цех грунтів 922,3 32,5 954,8 310 200 295988 190960
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовження табл. 2.6
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех виробництва
1334,4 26,8 1361,2 150 210 204180 285852
аерозольних фарб
Цех розливання
588,1 29,3 617,4 90 180 55566 111132
розчинників
Будівля
управління.
Лабораторія.
122,5 104,3 226,8 60 50 13608 11340
Їдальня
Виставочний
павільйон
Насосна станція.
Вагова. Склади.
456,5 72,1 528,6 420 80 222012 42288
Підземні
свердловини
1931604 1900426
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi)
Х i1 1931604
=238,3
n м,
P 8105
p.i
i1
n
(Pp yi)i
i1 1900426
Y =234,5
n м.
P 8105
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розміщення ГПП.
2.6.3 Вибір місця розміщення ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність зон
з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [2].
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих
питань при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
ГПП (ТП) розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертвій зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами тощо.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень для вибору
місця розташування ТП, доцільно використовувати формули (2.21), (2.22).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
47249,9
Х ЦЕН 29,1м.
1621,2
41939,9
YЦЕН 25,9 м.
1621,2
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Найменування ��ном. �� , �� , ��ЦЕН ��ЦЕН
�� ∙ �� �� ∙ ��
плані кВт м ном. м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Фасувально-
1.1 34 8 272 40 1360
штабилююча установка
Фасувально-
1.2 34 8 272 12 408
штабилююча установка
2.1 Складальний автомат 28,3 12 339,6 43 1216,9
2.2 Складальний автомат 28,3 12 339,6 40 1132
2.3 Складальний автомат 28,3 12 339,6 37 1047,1
2.4 Складальний автомат 28,3 12 339,6 35 990,5
2.5 Складальний автомат 28,3 12 339,6 16 452,8
2.6 Складальний автомат 28,3 12 339,6 13 367,9
2.7 Складальний автомат 28,3 12 339,6 10 283
2.8 Складальний автомат 28,3 12 339,6 8 226,4
Автомат заливання
3.1 4,5 18 81 43 193,5
фарби
3.2 Автомат заливання
4,5 18 81 40 180
фарби
3.3 Автомат заливання
4,5 18 81 37 166,5
фарби
3.4 Автомат заливання
4,5 18 81 35 157,5
фарби
3.5 Автомат заливання
4,5 18 81 16 72
фарби
3.6 Автомат заливання
4,5 18 81 13 58,5
фарби
3.7 Автомат заливання
4,5 18 81 10 45
фарби
3.8 Автомат заливання
4,5 18 81 8 36
фарби
4.1 Сушильна машина 88 18 1584 40 3520
4.2 Сушильна машина 88 18 1584 40 3520
4.3 Сушильна машина 88 32 2816 12 1056
4.4 Сушильна машина 88 32 2816 12 1056
5.1 Ротаційна друкарська
18,4 20 368 40 736
машина
5.2 Ротаційна друкарська
18,4 23 423,2 40 736
машина
5.3 Ротаційна друкарська
18,4 26 478,4 40 736
машина
5.4 Ротаційна друкарська
18,4 20 368 12 220,8
машина
5.5 Ротаційна друкарська
18,4 23 423,2 12 220,8
машина
5.6 Ротаційна друкарська
18,4 26 478,4 12 220,8
машина
6.1 Автомат зовнішнього
7,5 28,5 213,75 40 300
лакування
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
6.2 Автомат зовнішнього
7,5 28,5 213,75 12 90
лакування
7.1 Конвеєр міжпозиційний 36 30 1080 40 1440
7.2 Конвеєр міжпозиційний 36 30 1080 12 432
8.1 Машина зовнішнього
18,1 38 687,8 40 724
знежирювання
8.2 Машина зовнішнього
18,1 38 687,8 12 217,2
знежирювання
9.1 Конвеєр стрічковий 42 46 1932 40 1680
9.2 Конвеєр стрічковий 42 46 1932 10 420
Корпусоутворююча
10.1 13 41 533 46 598
установка
10.2 Корпусоутворююча
13 41 533 43 559
установка
10.3 Корпусоутворююча
13 41 533 40 520
установка
10.4 Корпусоутворююча
13 41 533 37 481
установка
10.5 Корпусоутворююча
13 41 533 34 442
установка
10.6 Корпусоутворююча
13 41 533 31 403
установка
10.7 Корпусоутворююча
13 41 533 28 364
установка
10.8 Корпусоутворююча
13 41 533 25 325
установка
10.9 Корпусоутворююча
13 41 533 22 286
установка
10.10 Корпусоутворююча
13 41 533 19 247
установка
10.11 Корпусоутворююча
13 41 533 16 208
установка
10.12 Корпусоутворююча
13 41 533 13 169
установка
10.13 Корпусоутворююча
13 41 533 10 130
установка
10.14 Корпусоутворююча
13 41 533 7 91
установка
10.15 Корпусоутворююча
13 41 533 3 39
установка
10.16 Корпусоутворююча
13 41 533 1 13
установка
11.1 Вирубний прес 74 55 4070 38 2812
11.2 Вирубний прес 74 55 4070 20 1480
12.1 Верстат розрівнювання
12,3 55 676,5 41 504,3
листів
12.2 Верстат розрівнювання
12,3 55 676,5 23 282,9
листів
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
13.1 Вентилятор приточний 26 20 520 31 806
13.2 Вентилятор приточний 26 20 520 28 728
13.3 Вентилятор приточний 26 20 520 23 598
13.4 Вентилятор приточний 26 20 520 20 520
14.1 Вентилятор витяжний 10 23 230 30 300
14.2 Вентилятор витяжний 10 23 230 28 280
14.3 Вентилятор витяжний 10 23 230 26 260
14.4 Вентилятор витяжний 10 23 230 24 240
14.5 Вентилятор витяжний 10 23 230 22 220
14.6 Вентилятор витяжний 10 23 230 20 200
15.1 Насос фарби 3,7 27 99,9 27 99,9
15.2 Насос фарби 3,7 27 99,9 26 96,2
15.3 Насос фарби 3,7 27 99,9 25 92,5
15.4 Насос фарби 3,7 27 99,9 24 88,8
15.5 Насос фарби 3,7 27 99,9 23 85,1
15.6 Насос фарби 3,7 27 99,9 22 81,4
16.1 Компресор 5,5 39 214,5 30 165
16.2 Компресор 5,5 38 209 30 165
16.3 Компресор 5,5 39 214,5 20 110
16.4 Компресор 5,5 38 209 20 110
Насос установки
17.1 8,1 39 315,9 31 251,1
знежирення
17.2 Насос установки
8,1 38 307,8 31 251,1
знежирення
17.3 Насос установки
8,1 39 315,9 32 259,2
знежирення
17.4 Насос установки
8,1 38 307,8 32 259,2
знежирення
Разом 1621,2 47249,9 41939,9 29,1 25,9
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати ЦЕН
реактивного навантаження цеху не розраховуємо. Враховуючи всі вище вказані
фактори які впливають на місце розташування КТП, враховуючи також
розрахований ЦЕН розташовуємо КТП як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [8].
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми електричних
з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися виходячи з
загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти наступним
вимогам [6, 8]:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько розташованих
споживачів [4, 6].
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання [8], обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ПЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її роботи,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення та
мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагрівання
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.
Площі поперечного перерізу провідників мають бути перевірені за
економічною густиною струму, а при відповідної напрузі – мають бути
перевіреними за умовами утворення корони. Крім того, площі поперечного
перерізу провідників мають бути перевірені, при необхідності, на мінімальний
переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
SВН ГПП 0,9 (8105 188,5)2 (4817,9 942,8)2 10098,1кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності
Рт 0,02 Sпр 0,02 9428,84 188,5 кВт,
Q т 0,1 Sпр 0,1 9428,84 942,8 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 10098,11,4
Іроз = К
зав.Л 74,2 А, (3.2)
2 3 Uном 3 110
де Кзав.Л =1,4 – 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.
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=265 А.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к=1);
74,2 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2. 74,2 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розміщення підприємства визначається величина стінки ожеледі за її товщиною
і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [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: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення кутів
зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням до
35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей, близьких
до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування поперечної
складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що істотно
перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому аналіз
електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше 2 3
).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.3 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф Iа R Iр X I (RcosXsin) . (3.5)
R R0 L ,
X X 0 L .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Ia
Pі Q
;А; Ip і . (3.6)
3 Uі 3 Uі
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги в
лінії U / /
ф
U/ /
ф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.7)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU //
ф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(I X I R) U j
a p ф1 e ,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (Uф2 U/ )2 (U/ / 2
ф ф ) , (3.9)
та його фаза
U / /
arctg ф .. (3.10)
Uф2 U /
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата напруги»
Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 .В. (3.11)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.4 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для будь-
якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / 3 U/ /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.12)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1 дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR Q X P R Q X
U 3 (Ia R Ip X) і і і . , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.14)
де r0 , x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х / / /
r 0 Х0 , (3.15)
пр
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 розміщення фазних проводів (шин) (параметра Dij і
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 48
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
визначається з формули
D 3
cp D12 D13 D23 , м (3.16)
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 , (3.17)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.18)
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
29,5 31,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 8105 Qі 4817,9
Ia 42,6 А; I
3 U 1,73 110 p 25,3А.
і 3 Uі 1,73 110
R0 = 0,132 Ом/км, X 0 =0,38 Ом/км при Dср = 0,8 м, cos 0,8, sin 0,64 .
Для ділянки мережі довжиною 80 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,13280 =10,6 Ом,
X X 0 L , X = 0,3880= 30,4 Ом.
U/
ф 42,6 10,6+25,3 30,4 1220,7 В.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги в
лінії U / /
ф
U//
ф 25,3 30,4 42,6 10,6 317,7 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (1100001220,7)2 (317,7)2 111221,2 В,
та його фаза
U / /
317,7
arctg ф arctg 0,003 .
Uф2 U /
ф 110000 1220,7
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата напруги»
Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 111221,2 110000 1221,2В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктної
потужності
U
ф 1221,2
U% 100% 100% 1,1%.
Uном 110000
В результаті аналізу втрат напруги, що отримані за співвідношеннями (3.5)
– (3.18), можна зробити висновок, що вибрані параметри провідника цілком
забезпечують передачу необхідної потужності до ГПП при допустимих втратах
напруги.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [9]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення всіх перерахованих показників варіантів, які
порівнюються, вирішують питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході із ладу одного з
трансформаторів.
- схема ГПП розробляється так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням, а споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 51
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
після аварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не більше
6 годин протягом не більше 5 діб.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Р тр 0,02 Sпр ; (4.1)
Q тр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02 9428,84 188,5 кВт,
Q т 0,1 Sпр 0,1 9428,84 942,8 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р 2 2
0,38цеху i Ртр ) (Q Q ); (4.3)
0,38цеху i тр
S 0,9 (8105 188,5)2 (4817,9 942,8)2 10098,1 кВ А
np(6 ст.)
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
Sтр
np(6 ст.) ; (4.4)
2 0,7
10098,1
Sтр 7212,9 кВ А.
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора SномТ. Якщо різниця між потужностями SТP і Sном ТР і незначна (±
10%), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТР.
За умовами нормального режиму роботи до установки можна було б
прийняти трансформатори з номінальною потужністю SномТ=10000 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 52
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
на перевантажувальну спроможність трансформаторів в аварійному режимі вони
не підійшли K з.а 2,16. Згідно попередніх розрахунків вибираємо два силових
трансформатора з регулюванням напруги під навантаженням потужністю 10000
кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного нами
трансформатора ТДН 10000/110. Коефіцієнт завантаження в післяаварійному
режимі складе K з.а 1,37, що згідно 8 допустимо впродовж 12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
S кВА
11000
10500
Sн.тр
10000
9500 10098
Sмакс
9000
9088
8500
8000
8078
7500
7000
7266
6500 7069
6000
5500 6059 6059
5000
4500 5049
4000
3500 4039 4039 4039
3000
2500 3029 3029
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 початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S 2
i t
1 i )
К 1i
І n (4.5)
Sн.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 53
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((4 1) (3 1) (3 2) (4 1) (7,2 1)
1 (7 3) (6 3) (6 3) (5 1) (4 1))
К1 0,46 .
10 (11 2 11 3 3 3 11)
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
(S 2
i ti )
К 1
1i
2 m ; (4.6)
Sн.тр ti
i1
` 1 ((9 2) (8 2) (10 3))
К 2 0,3 .
10 (2 2 3)
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
більше від номінальної потужності трансформатора.
Величину К``2 визначаємо за виразом
0,9 S
К `` np(6 ст.)
2 ,
Sн.тр
`` 0,9 10098,1
К 2 0,91.
10000
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [12] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 54
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
К2доп≥К2; 1,4≥0,91.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання всіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в межах
допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =10000 кВА кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
номТ . (4.7)
2
10000 5049,1
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТДН 10000/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=10 МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 14 кВт, ΔРКЗ= 58 кВт може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [12], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
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.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 55
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двохтрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двохтрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двохтрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значної кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
- при питомої щільності навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої щільності навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої щільності 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 НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK 2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому та
другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху з
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 56
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
виготовлення аерозольних фарб.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
S
ТПцеху ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП6, кВА;
S – площа приміщення, м2.
1477,2
S 0,5 кВА
2 .
2880 м
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності SН.ТР
, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min N; (4.11)
кз Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП 6, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора
S
S тп6 1477,2
н.тр 1055,1кВА,
2 0,7 2 0,7
Звідки номінальна потужність обраного трансформатора складає
Sн .тр 1000 кВА;
1361,2
N min 0,19 2 шт ,
0,75 1000
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 57
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
функції Nmin, N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
N e 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатор в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
SмТП 1477,2
кз.ф , к
N S з.ф 0,74;
e н.тр 2 1000
Q 2 2
max .T (2 0,63 1000) -1361,2 573,8 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів QНК1
складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ;
де Qм0,38 – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 1477,2 - 573,8 177,9 квар.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначаємо за виразом:
QHK2 Q _ _
м QHK1 γ Nе S0,38 н.тр ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1,
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі [6].
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 58
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
QHK 2 1477,2_177,9_ (0,18 2 1000) 213,8 квар.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKΣ QHK1 QHK2 ,
QНКΣ=177,9+213,8=391,6 квар
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатора типу ТМ-1000-10/0,4 номінальною
потужністю Sн .тр 1000 кВА, та дві конденсаторні установки марки УКБН-0,38-
200-50 У3, сумарною потужністю Qкку=400 квар із напругою живлення U=0,38
кВ. Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо у
таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 59
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 60
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Заходи з компенсації реактивної потужності застосовують на основі ТЕР,
виконаних комплексно на базі єдиного перспективного плану розвитку
розглядаємого району з врахуванням балансу реактивної потужності, виходячи
із допустимих меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і
струму, встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності використовують батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів на напругу 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичні тиристорні
компенсатори [10].
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось [10]:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних [10]:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також КЛ
напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 61
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей приймалося
за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі підприємства
[10].
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем [10].
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження [10].
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний ефект
забезпечується розміщенням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних шинопроводів
[10].
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки [10].
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у потужних
ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин роботи на
рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 62
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження заводу з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,92)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних конденсаторів,
квар.
Qек 0,92 4817,9 942,8 394,7 2170 3600 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ 56- 10,5-1800 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=3600 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 63
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [4,6]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній можливий
її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів II категорії,
їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з роз'єднувачами на
кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до РУ
підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих елементів,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 64
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при цьому
від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних підстанцій в
залежності від потужності трансформаторів. Для окремо розташованих, а також
дуже відповідальних споживачів можуть використовуватися радіальні схеми
живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 10 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проєкті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 65
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагрівання довготривалим розрахунковим
струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату
напруги і на термічну стійкість до струмів короткого замикання.
При визначенні площі поперечного перерізу жил кабелів для живлення
цехових ТП за розрахункову потужність кожного трансформатора приймають
максимальне навантаження (Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Q т потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10= Рроз 0,4+ РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми живлення
визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Р + Q
i max 10 і max 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ГПП-ТП6
Рmax 10 = 1361,2 0,02 1000 1381,2 кВт,
Qmax 10= 751,6 0,11000 851,6 квар,
S 2
Л _ ТП6 1381,2 851,62 1622,7 кВА.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 66
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Р
2 м10, Qм10 .
2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
площі поперечного перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q
0,38, Sном.т, Рмах10, Q мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ГПП-ТП1 1477,4 848,9 1600 1509,4 1008,9 1815,5
ГПП-ТП2 1464,5 912,3 1600 1496,5 1072,3 1841
ГПП-ТП3 740,9 443 630 753,5 506 907,6
ГПП-ТП4 733,4 455,8 1000 753,4 555,8 936,2
ГПП-ТП5 954,8 572,4 1000 974,8 672,4 1184,2
ГПП-ТП6 1361,2 751,6 1000 1381,2 851,6 1622,7
ГПП-ТП7 617,4 367,5 630 630 430,5 763,1
ГПП-ТП8 226,8 120,7 400 234,8 160,7 284,5
ГПП-ТП9 528,6 345,7 400 536,6 385,7 660,9
Виконуємо перевірку обраного кабеля на допустимий струм в нормальному
режимі роботи за співвідношенням
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 67
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не більш
5% Uном і визначається за виразом:
U= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Для ГПП-ТП 6, який обрано у якості прикладу
Sл,(ТП6) 1622,7
Iр.Л,(ТП6) 93,8 А.
3 Uн 3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп, значення
якого заносимо до таблиці 5.2.
І 93,8
Fек 67 мм2.
jек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії, що живлять ТП-6.
Згідно розрахованого струму, об’єкта споживання, приймаємо трижильний
алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×95), Іном.каб=205 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в нормальному
режимі роботи
2 93,8 205 1,04 0,87 1,25 231,8 А.
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
P
cos max10 ,
Sл.і
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 68
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
1381,2
cosφ 0,85 .
1622,7
звідсти
sin φ 1 cos 2 φ,
sin φ 1 0,852 0,53
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
ΔU 3 Іл L(r0 cos φ x 0 sin φ);
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU 3 93,8 0,18 (0,405 0,85 0,065 0,53) 11,07 В.
Умова виконується. Втрата напруги в лінії не перевищує 52,5 В. Аналогічно
робимо вибір та перевірку інших ТП та кабельних ліній.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
№ ТП LКЛ, Sл, І 2
роз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 130 1815,5 104,9 74,9 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП2 50 1841 106,4 76 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП3 200 907,6 52,5 37,5 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 200 936,2 54,1 38,6 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 85 1184,2 68,4 48,9 140 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 180 1622,7 93,8 67 205 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП7 220 763,1 44,1 31,5 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП8 340 284,5 16,4 11,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП9 350 660,9 38,2 27,3 75 АСБГ(3×16)
ГПП-БСК10 10 1800 104 74,3 205 АСБГ(3×95)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 69
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
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 рисунку 6.1.
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-5 ТП-6
Рисунок 6.1 – Електрична схема і схема заміщення розрахунку струмів КЗ у
високовольтній мережі
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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 70
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
100
Iб1 0,5 кА,
3 115
100
Iб 2 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х*с 0,0424 .
2400
– повітряної лінії 110, кВ
S
R б
*л r0л lл ,
U2
б1
100
R*л 0,38 80 0,23;
1152
S
X*л x0л l
б
л ,
U2
б1
100
Х*л 0,06 80 0,036.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х = кз б ,
тр 100 S
н.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА.
10,5 100
Х тр 1,05.
100 10
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 71
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки к.з
і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,06 кА ;
0,0782 0,232
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,042 0,036 0,078;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,23.
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
0,23
3,14( )
к 0,078
уд(К1) 1 2,718 1,13.
і уд(К1) 2 2,06 1,13 3,25 кА.
В точці К2
І
Ікз(К2)
б2 ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 72
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К2) 4,78кА;
1,1282 0,232
Хсум(К2) Хс Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,042 0,036 1,05 1,128;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,23.
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 4,78 1,01 6,75кА.
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,23
3,14( )
к 1,128
уд(К2) 1 2,718 1,01.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 2
сум(К3) R сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 3,08 кА;
1,1962 1,332
Хсум(К3) Хс Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,042 0,036 1,05 0,068 1,196 ;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,231,1133.
Ударний струм короткого замикання в точці К3 визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 3,08 1,05 4,51 кА
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 73
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к уд(К3) 1 е сум(К3) ,
1,33
3,14( )
к 1 2,718 1,196
уд(К3) 1,03.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 3,53кА;
1,1942 0,992
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,042 0,036 1,05 0,066 1,194 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,23 0,769 0,99 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 3,53 1,03 5,13 кА,
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
0,99
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,194 1,04.
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 4,07 кА;
1,1922 0,6352
Хсум(К5) Хс Хпл Х тр Хл3 ,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 74
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Хсум(К5) 0,042 0,036 1,05 0,064 1,192;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,23 0,405 0,635 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К5) визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 4,07 1,02 5,83 кА,
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
0,635
3,14( )
к уд(К5) 1 2,718 1,192 1,02.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,078 0,23 0,24 2,06 3,25
К2 1,128 0,23 1,15 4,78 6,75
К3 1,196 1,33 1,79 3,08 4,51
К4 1,194 0,999 1,56 3,53 5,13
К5 1,192 0,635 1,35 4,07 5,83
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 6.2 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.3). 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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 75
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для дволанцюгової
лінії без тросів.
х л0 3,5 0,036 0,13 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.2 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.3 – 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 6.3) мають ті ж значення, як і прямої послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ підстанції
визначаємо через трифазний струм КЗ
S1 k S3
к к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 , при КЗ, у віддаленій точці (поблизу трансформатора ГПП)
k=1,5.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 76
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S1к 1,5 2400 3600 (кВА).
Струм однофазного КЗ, на шинах підстанції визначаємо виразом:
1
I 1
Sк
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
I 1
3600
kc 18,9 (кА).
3 110
Опір нульової послідовності системи ( x co у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 ,
І (1)
кс
де х с1, х с2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,042 0,042 0,79 (Ом).
18,9
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло х тр1о х тр2о
(0,79 0,13) (1,051,05)
х 0 0,6 .
(0,79 0,13) (1,051,05)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 77
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 Iб
kA1 , (кА);
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,054 0,052 0,106 Ом
(1) 3 1 5,5
ІkА1 20,8 кА.
0,078 0,078 0,6
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 78
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається [8]:
- з двох понижувальних трансформаторів ТДН-10000/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на [8]:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ [8].
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях [8].
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній вторинної
напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії споживачам,
які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи електропостачання.
Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
Залежно від розміщення устаткування наша підстанція відкритого типу –
устаткування розташоване на відкритому повітрі [8].
На рис. 7.1 зображена принципова схема такого типу підстанції.
На кожній підстанції влаштовується контур заземлення, який утворюють
вбиті у землю металеві труби чи кутники, сполучені між собою металевими
штабами (стрічками). До контуру заземлення приєднуються корпуси всього
електрообладнання, металеві конструкції, блискавковідводи. Заземлення
захищає електрообладнання від грозових та внутрішніх перенапруг і
обслуговуючий персонал від уражень струмом.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 79
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 7.1 – Принципова схема трансформаторного пункту: 1 – трижильний
високовольтний кабель 110 кВ, що живить ПС; 2 – силовий трансформатор; 3 –
високовольтний вимикач; 4 – роз’єднувач (для створення видимого розриву під час
проведення ремонтних робіт); 5 – вимірювальний трансформатор напруги; 6 –
вимірювальний трансформатор струму; 7 – секція шин (для приєднання до силового
трансформатора кабелів низької напруги); 8 – постійно розімкнутий секційний роз’єднувач,
якого замикають коли одного з силових трансформаторів виводять у ремонт; 9 –
чотирижильні кабелі (приєднання до шин) якими електроенергія передається до
освітлювального та силового навантаження; 10 – плавкі запобіжники (для захисту
приєднань від перевантажень і коротких замикань)
Розподільні установки та підстанції, як правило, виконуються як
комплектні. Комплектна розподільна установка(КРУ) складається з повністю чи
частково закритих шаф або блоків із вмонтованими в них комутаційними та
іншими апаратами, пристроями захисту і автоматики, що поставляються у
складеному чи повністю підготовленому для складання вигляді.
На підстанціях не тільки змінюються параметри електроенергії, але й
відбувається її розподіл. Для розподілу електроенергії використовуються
розподільні установки, які є невід’ємною частиною підстанції. Загальний потік
електроенергії, якій проходить через силові трансформатори, розподільні
установки розподіляють на менші потоки і спрямовують їх до різних пунктів з
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій [4].
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 80
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [13, 15].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
відповідні каталожні дані.
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 ШПЕ-44. Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [12].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка струму
відключення.
До силової апаратури мережі живлення відносяться вимикачі, роз’єднувачі,
що вибираються згідно ПУЕ розділ 1.4.19 – 1.4.22, по максимальному струму і
номінальній напрузі та перевіряються на електродинамічну і термічну стійкість
до струмів КЗ
Результати вибору заносимо до розрахункових таблиць.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ*40/2500 У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=53,1 А Iн=2500 А
іуд =3,25 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,06 А Iвідкл. =40 кА
В 2
к І t tф 3,252 0,035 0,369 Вк І2
m t m 1022 0,035 3,57
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 81
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де Ім.м.ск. – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжку часу tm, с;
Вк – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл. – струм спрацювання апарату захисту, кА;
tф – час спрацювання апарату захисту, с.
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=53,1 А Iн=1000 А
іуд =3,25 кА Iм.м.ск.= 80 кА
Іnt =2,06 кА Iвідкл. =31,5 кА
де It.cт. – струм термічної стійкості роз`єднувача;
Iед.ст.- струм електродинамічної стійкості роз`єднувача.
Апаратура вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу ВВ/N10M-1000A з вбудованим електромагнітним приводом
[12].
Плавкі запобіжники напругою вище 1000 В вибирають за конструктивним
виконанням, номінальною напругою та струмом, граничному струму
відключення та потужності, роду установки.
Вибираємо ввідний вимикач навантаження напругою 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 82
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-1000A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=555,9 А Iн=1000 А
іуд =6,75 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,78 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 t 6,752
к t ф 0,12 5,46 В І2 2
к m t m 52 0,12 324,4
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
розр
Імах(ввід) ,
3 10,5
10098,1
Імах(ввід) 555,91 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=277,9 А Iн=630 А
іуд =6,75 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =4,78 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 t 2
к t ф 6,75 0,12 5,46 В 2 2
к Іm t m 52 0,12 324,4
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
0,5 Sрозр
Імах(секційний) ,
3 10,5
0,5 10098,1
Імах(секційний) 277,9 А.
3 10,5
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [12]:
– за номінальною напругою
Uвст Uном ; (7.1)
– за номінальним струмом
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 83
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Іроб.max І1ном , (7.2)
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класом точності;
– за електродинамічною стійкістю.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формах: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталозі також може задаватися у одній з двох форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час tтер
його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити розрахунок
і перевірку навантаження вторинної обмотки і його співвідношення з
нормованим для даного класу точності.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу ТШЛП-
10К.
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (600/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=555,9 А Iн=600 А
іуд =6,75 кА ід= 70 кА
Вк І2
t t ф 6,752 0,12 5,46 Вк І2
t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 84
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл ,
I2
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
2 Н (rприл rк )
rпров ,
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:
lp ρ
Fпров. ,
rпров.
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),
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 85
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням. У
результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються:
– за класом напруги в місці встановлення
Uвст Uном ; (7.3)
– за конструкцією і схемою з’єднання;
– за класом точності;
– за вторинним навантаженням
S2 S2ном , (7.4)
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі точності.
При визначенні потужності враховується схема з’єднання.
Результати розрахунку по формулам (7.1) - (7.4) навантаження основної
обмотки трансформатора для зручності подають у вигляді таблиці 7.6.
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ 1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ-10-66У3. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Потужність, що
Кількість cos споживається
Прилад Тип споживається
котушок P, Q, S,
котушкою, Вт tg
Вт вар ВА
Вольтметр Е-365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077 ВА, трансформатор напруги
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 86
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
буде працювати з допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Іt t
ф
Fmin , (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр t зах tвідкл , (7.6)
де t зах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
5830 0,2
Fmin 31,4 мм.
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП6 має переріз F=95 мм2
повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних струмів КЗ
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних кабельних
ліній, що застосовуються у кваліфікаційній роботі.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 87
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В [14].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори [3]:
– 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 [3].
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані голими
проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що виконані
кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розміщення електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації [3].
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проєктуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності установки,
ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі [3].
При проєктуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проєктується [3].
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 88
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Радіальні схеми живлення використовують в приміщеннях з любою
середою. Від ТП відходять лінії, які живлять безпосередньо потужні
електроприймачі, або розподільчі пункти (шафи) - ШР і силові шафи, від яких
окремими лініями живляться більш дрібні ЕП. Розподільчі шафи як правило
живляться від цехової ТП кабелями, марка і спосіб прокладки яких визначається
характером середовища в приміщенні [3].
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП, беручі
до уваги технологічні зв'язки, місце розміщення обладнання, план цеху та інші
фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення цехових
споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є більш висока
надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає приведеним вище
критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 89
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування установок освітлення складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються типи
джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти встановлення
світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики установок
освітлення.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення установки освітлення, вибір раціонального
площі поперечного перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням можливих
обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації установки освітлення.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
k
Ф з Е min S z
, (8.1)
N η
де k з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником kз 1,5 [7];
Еmin – мінімальна освітленість Еmin 200 лк ;
S – площа освітлювального приміщення S=2880 м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт. ;
- коефіцієнт використання світлового потоку; �� = 0,6.
З таблиці 10.4 [7] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λ е h, (8.2)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 90
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
L в 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
48 60
N 85,6 86 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається з довідкових
таблицям [7] в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів
відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення і, який
визначається за виразом:
А В
і ; (8.4)
h(А В)
де ��, ��, ℎ – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В протилежному випадку
змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
48 60
і 4,6.
5,8 (48 60)
1,6 200 2880 1,15
Ф 18393,6 лм.
86 0,67
Приймаю до встановлення 86 світильників ПВЛМ з лампами ЛБ-65,
Рл=0,065 кВт, світловий потік лампи Фл=4400 лм. Загальний світловий потік від
світильника буде становити Фсв=17600 лм. Розраховую кількість світильників в
ряду і кількість рядів, приклад розміщення світильників приведений на рисунку
8.2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 91
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Після прийняття схеми розміщення світильників проводимо перевірку
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу:
n
Ф св μ e i
Е i1 , (8.5)
1000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника; Фсв = 17000 лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників;
μ = 1,2;
∑ e – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
ізолюкс.
17000 1,1200
Е 233,7 лк.
10000 1,6
Отримане значення освітленості не повинно бути не меншим ніж на 10 %
значення мінімальної освітленості:
200 ∙ 0,9 = 180 ≤ 233,7 лк.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 92
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.2.3. Електропостачання установок освітлення
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти їхньої
установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В
допускається встановлювати на висоті менше 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для газорозрядних
ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з послідовним
з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому числі фазна
напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при дотриманні наступних
умов:
- введення у світильник чи ПРА має виконуватись проводом або кабелем з
мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660В;
- заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних проводів
різних фаз системи 660/380 В;
- нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
- забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник, це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В у приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 93
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має застосовуватись напруга
не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення установок освітлення
Схеми живлення установок освітлення повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливість
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або 220/127
В неприпустима для установки освітлення за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата не
повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі не
повинна перевищувати:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 94
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в мережах
з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф + N),
двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними (3ф) і
трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії використовується
найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз провідникового матеріалу,
забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити коефіцієнт пульсації при
живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для системи
напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м, довжина
двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення установок
освітлення(рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються при високих
навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і забезпечують більш
високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють заощаджувати
провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах, однак мають
меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше поширення
через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення установок освітлення:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.4). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення варто
передбачити можливість його підключення до найбільш близько розташованого
іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 95
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина установок освітленняживиться від одного
трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні одного з
трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій стороні
забезпечить живлення установок освітленнявід іншого трансформатора.
Система аварійного освітлення живиться перехресним способом, тобто від
іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого освітлення
(рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема живлення установки освітлення від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові щитки робочого освітлення; 2 – щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.5 – Схема живлення установки освітлення від
двохтрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність установки освітлення визначається на підставі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 96
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для установок освітлення з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для установок освітлення з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
86
Рроз 11,12 86 0,26 22,3 Вт.
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15; ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живлячій мережі приведені в таблиці 4.1 [18].
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір площі поперечного перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному площі
поперечного перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і
роду прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий
спосіб у практичних розрахунках користуються готовими таблицями
довгостроково допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 97
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності фактичних
температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного площі поперечного перерізу провідника
за допустимим струмом навантаження є
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
І роз 10
роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Рроз 103
І роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 103
роз Рроз 103
І роз .
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз– розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosφ– коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання cosφ=1;
для мереж з люмінесцентними лампами cosφ=0,95; для газорозрядних ламп типу
ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosφ=0,9; без конденсаторів – cosφ=0,57.
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 98
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді трифазних
чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних щитків
робочого освітлення при обраній схемі визначається за співвідношенням:
22,3
І роз 37,8 А. А.
3 0,38 0,9
Згідно отриманних даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 37,8 = 47,25 А
Для живлення обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу
АВВГ(3×6)+(1×4) з допустимим струмом Ідоп.=50 А.
Розрахунок цехової 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 EN 50160:2023 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.
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від джерела
живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 99
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� , (8.6)
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого 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:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.7)
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
�� = ; (8.8)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.9)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 12,2
�� = = 1,22 %;
1000
�� = 5,5 − 1,22 = 5,36 %;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
∆��тр = 0,87 ∙ (1,22 ∙ 0,9 +5,36 ∙ 0,5) = 3,28 %;
∆��м = 105 − 3,28 − 97,5 = 4,22 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7, ст. 40 таблиця 14];
�� – 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:
�� = �� ∙ �� , (8.11)
де �� – відстаньвід щитка до найвіддаленішого світильника лінії;
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.6 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 60 ∙ 8,6 + 72 ∙ 8,6 + 84 ∙ 8,6 + 98 ∙ 8,6 + 110 ∙ 8,6 = 3646,4 кВт ∙ м;
3646,4
∆�� = = 5 %.
46 ∙ 16
От же умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір площі поперечного перерізу
кабелів, проводів, шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на
напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі площі поперечного
перерізу провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, їх механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів
короткого замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа годин
використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір площі поперечного перерізу провідників по технічним умовам
включає: вибір по умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і
умовами захисту; термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати
напруги; механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються Площі
поперечного перерізу з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і
стальних F>25 мм2.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагрівання з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту та можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
перевірці на нагрівання 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 площі поперечного 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 площі поперечного 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 площі поперечного
перерізу є нагрівання, яке визначається двома ефектами теплового впливу:
максимально допустимою температурою та тепловим зносом ізоляції для даного
режиму й класу ізоляції.
Розрахунок електричних навантажень цеху почнемо з визначення
технологічно сформованих груп електроспоживачів, та місця встановлення
силових розподільчих пунктів (РП). Розподільчі пункти живляться від загально
цехового ввідного розподільчого пункту, що отримує живлення від силового
понижувального трансформатора, цехової ТП.
Для визначення номіналу та типу силової (0,4 кВ) розподільчої апаратури
спочатку визначимо струм, що буде проходити на затискачах вторинної обмотки
силового трансформатора за виразом
ΣS к
Ір н.тр з
;
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції, %.
2000 0,74
Ір 2249,2 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних даних
в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
2500 ≥2500 2500>1,1.2249,2=2474,1
де Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного
вимикача (каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії Е25В, що встановлений в
шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=2500 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач серії Е16В, що також встановлений в шафі
типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=2600 A.
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір.св
1600 ≥1250 1250>1,1. 1122,5=1234,7
де Ір.св – робочий струм секційного вимикача, що визначаємо за виразом
0,5 S
І ном
р.св ;
3 Uн
де Sн.ом – номінальна потужність цеху, кВА;
0,5 1477,2
Ір 1122,5 А .
3 0,38
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
І .
д.д>Ір кз
2500>2249,2.1.
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Ід.д – допустимий довготривалий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-68П; Ід.д=2500 А; Uн =0,4 кВ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Р
I розр
ном ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність відповідно до завдання, кВт ;
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у .п Iн .доп.л .
де I н .доп .л – 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 (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
Iн .доп.л I макс 1,25 I р ,
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1
Таблиця 8.1 – Вибір перерізу живлячого кабелю
I , I , I ,
Назва споживача р макс. доп.кабелю Марка
А А А
1 2 3 4 5
Фасувально-штабилююча установка 56,8 71 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Складальний автомат 48,9 61,1 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Автомат заливання фарби 8,1 10,2 19 АВВГ(4×2,5)
Сушильна машина 142,4 178 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Ротаційна друкарська машина 30,4 38 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Автомат зовнішнього лакування 13,1 16,4 19 АВВГ(4×2,5)
Конвеєр міжпозиційний 67,6 84,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Машина зовнішнього
31,3 39,1 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
знежирювання
Конвеєр стрічковий 78,9 98,6 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Корпусоутворююча установка 24,7 30,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вирубний прес 144,3 180,4 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Верстат розрівнювання листів 22,3 27,8 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор приточний 46 57,5 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.1
1 2 3 4 5
Вентилятор витяжний 17,7 22,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос фарби 6,8 8,5 19 АВВГ(4×2,5)
Компресор 10,2 12,8 19 АВВГ(4×2,5)
Насос установки знежирення 14,7 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Автомат зварювальний точковий
21,9 27,4 34 АВВГ(2х2,5)
(220 В)
Автомат зварювальний (220 В) 26,0 32,5 34 АВВГ(2х2,5)
Освітлення 37,8 47,2 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально) номінального струму автоматичних
вимикачів, та струму теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі; сумарного струму І роз РП споживачів, що приєднані до РП, який
визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [12].
Робимо розрахунки, дані заносимо в таблицю 8.2.
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввідних кабелів
I , I , I ,
Найменування РП роз.РП макс. доп.каб
Марка
А А А
Розподільчий пункт РП-1 480,4 600,5 610 2АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 203,2 254 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-3 197,6 247 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-4 145,1 181,3 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 145,1 181,3 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-6 70,2 87,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-7 70,2 87,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-8 480,4 600,5 610 2АВВГ(3×150)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-9 203,2 254 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Розподільчий пункт РП-10 197,6 247 270 АВВГ(3×120)+(1×35)
Конденсаторна установка 304 380 400 2АВВГ(3×70)+(1×25)
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 ПУЕ, застосовуємо коефіцієнти, наведені в
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за допомогою
відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів, що
підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує Ірозрп.
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
двотрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від площі поперечного перерізу проводів
і кабелів, якою можна скористатися при розрахунках.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ НН
ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення напруги на
двох ділянках – Л1 та Л2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі розраховується
згідно співвідношення
U UЦЖ(%) UТ(%) - U(%),
де U ЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
UТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
U(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Втрати напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше встановлених [14] та ДСТУ EN 50160:2014.
Співвідношення для нашого випадку з врахуванням того, що напруга на
затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна бути нижче
КU U , має вид
Uном - UТ - UЛ2 КU U% ,
де UТ , UЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7),
КU – коефіцієнт, що враховує відхилення напруги згідно [14] або ДСТУ
EN 50160:2014.
Розрахунок втрати напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини площі поперечного перерізу
кабелю, що живить споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз
кабелю від шин ТП до РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть
більше реальних, але в тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму,
реальні відхилення тим більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
S
U max
Т (Uа cos Uр sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальне навантаження одного трансформатора,
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
Р
Uа КЗ 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
Uр U2 2
КЗ - Uа – реактивна складова напруги КЗ.
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S
2 ТП .
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U U 2
2 1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі. Значення
UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
Таблиця 8.3 – Значення UT , залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
–2,5 7,5
–5,0 10 10,8
δ U1 15 4,29 10,29 5 4,57 5% Uн 525 В
1521,1
ΔU тр (1,22 0,95 5,4 0,31) 4,29 В.
1000
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [11].
δ U2 15 0,3 (4,29 10,29) 5 5,62 5% Uн 525 В .
Таким чином відхилення напруги вздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф тощо).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма внутрішніми
електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок [12].
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (рисунок 8.8) призначений для розподілу
електричної енергії, захисту електричних установок при перевантаженнях і
струмах короткого замикання, для нечастих оперативних включень і відключень
електричних ланцюгів і пусків асинхронних двигунів. ТзОВ «ВКТ Електрощит»
в якості офіційного представника заводу «Електрощит» реалізує апарати даних і
інших моделей за цінами виробника.
Рисунок 8.8 –Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за методикою,
передбаченою ІЕС 60909- 0:2001, IDТ [15]. Стандартом встановлено методику
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ІЕС 60909- 0:2001, IDТ.
Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і
перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для вибору комутаційних апаратів,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
уставок релейного захисту і заземлюючих пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від цілі
розрахунку.
Розрахунку для вибору та перевірки електрообладнання за умовами КЗ
підлягають [15]:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
– дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент часу, аж
до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1кВ слід
враховувати [15]:
– індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга, включаючи
силові трансформатори, провідники, трансформатори струму, реактори,
струмові котушки автоматичних вимикачів;
– активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
– активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
– значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
– максимально спрощувати всю зовнішню мережу по відношенню до місця
КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні джерела електроенергії і
електродвигунів, що безпосередньо примикають до місця;
– не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
– не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;
– не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх сумарний
номінальний струм не перевищує 1% початкового значення періодичної
складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування електродвигунів.
Струм КЗ електроустановок напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри елементів
розрахункової схеми слід привести до ступеня напруги мережі, на якій
знаходиться точка КЗ [15].
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [15]:
– відповідно до принципової схеми обирати умови розрахунку;
– скласти розрахункову схему та схему заміщення, обчислити параметри її
елементів;
– обрати метод розрахунку струму КЗ;
– здійснити розрахунок;
– оцінити отримані результати.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Відповідно до цільового призначення розрахунку необхідно встановити
розрахункові умови короткого замикання для елемента СЕП, який аналізується.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в яких
може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких замикань.
До сукупності первинних характеристик розрахункових умов входять
розрахункова схема, вид струму КЗ, точка, вид і тривалість КЗ.
Розрахункова схема – це схема з’єднань елементів СЕП, де існують
розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається. При виборі
розрахункової схеми слід враховувати передбачені для даної електроустановки
умови її усталеної роботи і не зважати на короткочасні зміни схеми, не
передбачені для сталої експлуатації (наприклад, під час перемикань) [8].
Розрахункова схема містить реальні елементи на різних ступенях напруги з
електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ будемо вважати, що КЗ симетричне і аналіз перехідного процесу
будемо здійснювати по одній фазі [15].
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
є знаходження, як правило, всіх елементів короткозамкненого кола на одному
ступені напруги, що позбавляє необхідності приводити значення еквівалентів
схеми заміщення до цього ступеня.
Розрахункові місця КЗ визначають на основі принципової схеми. Такими
місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів, обладнання
та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють апаратуру, яку
слід перевіряти на дію струмів КЗ [15].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Встановлена
потужність електроустановок помітно перевищує споживану, тому на стороні
низької напруги знижувальних трансформаторів амплітуду аперіодичної
складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати незмінною. Це
обґрунтовує припущення, що електроустановки напругою до 1 кВ промислових
підприємств підключені до джерела необмеженої потужності через
еквівалентний індуктивний опір �� .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі
Для здійснення розрахунку струмів короткого замикання складаємо схему
заміщення (рисунок 8.9) та знаходимо опори всіх елементів схеми.
При розрахунку струмів КЗ в електроустановках, які отримують живлення
безпосередньо від мережі енергосистеми, допускається вважати, що понижуючі
трансформатори підключені до джерела незмінної за амплітудою напруги через
еквівалентний індуктивний опір системи. Значення цього опору, приведене до
ступеня нижчої напруги мережі розраховуємо за формулою:
��ср.НН
�� = , (8.13)
√3 ∙ ��відкл.ном ∙ ��ср.ВН
де ��ср.НН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
нижчої напруги трансформатора, В;
��ср.ВН – середня номінальна напруга мережі, що підключена до обмотки
вищої напруги трансформатора, В;
��відкл.ном – номінальний струм відключення вимикача, який встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора, кА.
400
�� = = 0,44 мОм.
√3 ∙ 20 ∙ 10,5 ∙ 10
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані за схемою Δ/Y0 при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним
опорам прямої послідовності.
Приведений до ступеня низької напруги мережі активний та індуктивний
опір прямої послідовності знижувального трансформатора визначають за
формулами:
��КЗ ∙ ��НН ном.
�� = ∙ 10 ; (8.14)
��
100 ∙ ��КЗ ��
�� = �� − ∙ НН ном.
к ∙ 10 , (8.15)
�� ��
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
12,2 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 1,9 мОм;
1000
100 ∙ 12,2 0,4
�� = 5,5 − ∙ ∙ 10 = 5,49 мОм.
1000 1000
Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
Рисунок 8.9 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку
КЗ в цеховій мережі
На схемі заміщення введені позначення:
Хс- індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої напруги,
через який підключено трансформатор КТП;
rQ1 - активний опір вимикача 10 кВ;
ХQ1 - індуктивний опір вимикача 10 кВ;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
rР - активний опір роз’єднувача 10 кВ;
ХР - індуктивний опір роз’єднувача 10 кВ;
rТ - активний опір прямої послідовності знижувального трансформатора,
приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХТ - індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК - активний опір контактних з'єднань вимикача QF1;
rQF1 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
XQFl - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
rТА - активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХТА - індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
XQF2 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювана вимикача QF1;
rКQ - активний опір контактних з'єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1;
rKLl - активний опір контактних з'єднань кабелю L1;
rLl - активний опір кабелю L1;
ХL1 - реактивний опір кабелю L1;
rQF3 - активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
XQF3 - індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
rKL2 - активний опір контактних з'єднань кабелю L2 ;
rL2 - активний опір кабелю L2;
XL2 - реактивний опір кабелю L2.
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з'єднані по схемі A/Y0, при розрахунках КЗ в мережі
низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та індуктивним
опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з'єднань.
Згідно [11] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з'єднань комутаційних апаратів і кабелів
rК= rКQ = 1,0 мОм;
rКL1= rКL2 = 0,1мОм;
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою до
1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від номінального
струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [11]:
rQF1= 0,25 мОм;
rQF2= 0,65 мОм;
rQF3= 2,15 мОм;
XQF1= 0,1 мОм;
XQF2= 0,17 мОм;
XQF3= 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в ланцюгу
КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності приймають
рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та індуктивним
опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж 500 А) можна
зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо згідно
таблиці 20[11]:
- rТА= 1,7 мОм;
- ХТА = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей кабелю,
який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо згідно [11].
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ ��
�� = �� ∙ �� .
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів (для ділянок СШ→РП1 та
РП→1)дорівнюють:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�� = 0,195 ∙ 97 = 18,9 мОм;
�� = 0,061 ∙ 97 = 5,9 мОм;
�� = 2,4 ∙ 5 = 12 мОм;
�� = 0,084 ∙ 5 = 0,42 мОм.
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + +�� + ��
+ �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 + 2,15 + 0,1 + 12
== 41,66 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 + 1,2 + 0,42 = 16,42 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 (споживач поз. 1)
�� (К ) = 41,66 + 16,42 = 44,7 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 5159,6 А.
√3 ∙ 44,7 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К2 (РП-1)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9 = 27,41 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 = 14,8 мОм.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
�� (К ) = 27,41 + 14,8 = 31,3 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 7368 А.
√3 ∙ 31,3 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка К1 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = ��Т + ��К + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 1,9 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 5,85 мОм.
Х (К ) = ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,44 + 5,49 + 0,1 + 2,7 = 8,73 мОм.
�� (К ) = 5,85 + 8,73 = 10,5 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 21956 А.
√3 ∙ 10,5 ∙ 10
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.4
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму в
початковий момент КЗ:
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 21956 = 30,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 7368 = 10,4 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 5159 = 7,2 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
куд 1 е сум ,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,12,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,01,
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,0.
��уд(К ) = √2 ∙ 30,7 ∙ 1,12 = 48,1 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 10,4 ∙ 1,01 = 14,7 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 7,2 ∙ 1,0 = 10,1 кА.
Значення ударного струму КЗ ��уд заносимо до таблиці 8.4.
Таблиця 8.4 – Результати розрахунку струмів короткого замикання
Точка КЗ �� , мОм �� , мОм ��к.з, кА �� , кА ��уд, кА
К1 5,85 8,73 21,9 30,7 48,1
К2 27,41 14,8 7,3 10,4 14,7
К3 41,66 16,42 5,1 7,2 10,1
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ
Особливу увагу в мережах напругою до 1 кВ з глухо заземленою нейтраллю
слід приділяти розрахунку однофазного КЗ.
Якщо електропостачання електроустановки напругою до 1 кВ здійснюється
від енергосистеми за допомогою понижуючого трансформатора, розрахунок
струму ( )
��КЗ однофазного короткого замикання з достатньою точністю можна
здійснювати за наступною спрощеною формулою:
( ) √3 ∙ ��ср.НН
��КЗ = , (8.19)
(2�� + �� ) + (2�� + �� )
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де �� , �� – результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори прямої
послідовності ланцюга КЗ;
�� , �� –результуючі (сумарні) активний та індуктивний опори нульової
послідовності відносно точки КЗ.
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + ��к + �� ш + �� кб + �� пл + ��д; (8.20)
�� = �� + ��р + ��ТА + ��кв + �� ш + �� кб + �� пл, (8.22)
де �� , �� – активний та індуктивний опір нульової послідовності
понижуючого трансформатора;
��р, ��р – активний та реактивний опір нульової послідовності реактора;
��ТА, ��ТА – активний та індуктивний опір нульової послідовності
трансформатора струму;
��кв, ��кв – активний та індуктивний опір нульової послідовності струмових
котушок вимикача;
��к – активний опір контактних з’єднань;
�� ш, �� ш – активний та індуктивний опір нульової послідовності
шинопроводу;
�� кб, �� кб – активний та індуктивний опір нульової послідовності кабелю;
�� пл, �� пл – активний та індуктивний опір нульової послідовності повітряної
лінії;
��д – активний опір електричної дуги.
Згідно вихідних даних частка однофазних електроприймачів є незначною, а
їх склад не постійним. Тому з урахуванням цих факторів, а також того, що вище
були розраховані трифазні максимальні струми КЗ, розрахунок струмів
однофазного КЗ здійснювати не потрібно.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист цехових електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно
глави 3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
- збільшення струму внаслідок перевантаження;
- збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
- збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всых елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є найменш небезпечне і вряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл. 3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
- мережі всередині приміщень, виконані, виконані відкрито
прокладеними провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або
ізоляцією;
- освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
переносних електроприймачів, а також у пожежонебезпечних зонах;
- силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
- мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Приводяться особливості місць встановлення та розміщення апаратів
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів [3].
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра [1]:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Iном.розч.е (1, 25 1,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних обираємо
тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
У таблиці 8.5 введені такі позначення:
ІНА.В.– номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Iроз – номінальний струм розчеплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІНТ.Р. – номінальний струм теплового розчеплювача;
ІНЕ.Р. – номінальний струм електромагнітного розчеплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Iроз .
Як варіант, можуть використовуватися апарати серії ВА: автоматичні
вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих пунктів, які мають
дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та виконані згідно
ДСТУ EN 60529:2018 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
ІНЕ.Р. 35 ІНТ. Р ; ІНЕ.Р. 510 ІНТ.Р. або ІНЕ.Р. 1014 ІНТ.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулам , згідно каталожним
даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на окремому листу графічної частини.
Таблиця 8.5 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір, 1,1. І Тип І , І
Найменування обладнання р н н.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Фасувально-штабилююча
56,8 62,5 ВА47-29 63 63 500
установка
Складальний автомат 48,9 53,8 ВА47-29 63 63 500
Автомат заливання фарби 8,1 9 ВА47-29 63 10 500
Сушильна машина 142,4 156,6 ВА88-33 160 160 1600
Ротаційна друкарська машина 30,4 33,5 ВА47-29 63 40 500
Автомат зовнішнього
13,1 14,4 ВА47-29 63 16 500
лакування
Конвеєр міжпозиційний 67,6 74,4 ВА47-100 100 80 1000
Машина завнішнього
31,3 34,4 ВА47-29 63 40 500
знежирювання
Конвеєр стрічковий 78,9 86,8 ВА47-100 100 100 1000
Корпусоутворююча установка 24,7 27,2 ВА47-29 63 32 500
Вирубний прес 144,3 158,7 ВА88-33 160 160 1600
Верстат розрівнювання листів 22,3 24,5 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор приточний 46 50,6 ВА47-29 63 63 500
Вентилятор витяжний 17,7 19,5 ВА47-29 63 20 500
Насос фарби 6,8 7,5 ВА47-29 63 8 500
Компресор 10,2 11,2 ВА47-29 63 13 500
Насос установки знежирення 14,7 16,1 ВА47-29 63 20 500
Автомат зварювальний
21,9 24,1 ВА47–29 63 25 400
точковий (220 В)
Автомат зварювальний (220 В) 26,0 28,6 ВА47–29 63 32 400
Освітлення 37,8 41,6 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 263,2 289,5 ВА88-37 400 305 4000
Розподільчий пункт РП-1 480,4 528,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-2 203,2 223,5 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-3 197,6 217,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-4 145,1 159,6 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-5 145,1 159,6 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-6 70,2 77,2 ВА47-100 100 80 1000
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.5
1 2 3 4 5 6 7
Розподільчий пункт РП-7 70,2 77,2 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-8 480,4 528,4 ВА88-40 800 630 8000
Розподільчий пункт РП-9 203,2 223,5 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-10 197,6 217,4 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 304 334,4 ВА88-37 400 400 4000
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8. 23)
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 Ір=144,3 А, Ідоп.л=160 А, Ізах= 160 А.
1 ∙ 160 ≥ 1 ∙ 160 А.
Таким чином мережа захищена.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І / / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І виділяє
таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих залежності
t // / / / /
прп f , де I / I .
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності від
для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
t / /
пр(а) 0,005 .
При дійсному часі t 1 c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
I tпр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
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
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
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.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном, формула 8.24. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі.
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме – п.
5.2 (Розрахунок площі поперечного перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3
(Розрахунок електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів, щитків,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість систем
електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека обслуговування,
забезпечується швидке розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер електричних
апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення створюються
простими у будівельному відношенні. Повністю закриті комплектні установки
можна розташовувати безпосередньо у виробничих приміщеннях без
улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної частині
дипломної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості джерела
живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів, ввідних
шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької напруги. Для
нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому розташовано КТП,
обрано дворядне виконання підстанції. При цьому на підстанції встановлено
шинну перемичку.
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.
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПСП-OKKEN–1000/10/0,4–04
У3 призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Ергономічна конструкція КТП на базі конструктивну OKKEN полегшує
встановлення її на об’єкті, експлуатацію та технічне обслуговування.
Уніфікована система несучих конструкцій та збірних шин дозволяє
створювати шафи як з заднім, так й передним з’єднанням, що забезпечує
оптимальний рівень доступу.
Степінь захисту оболонки IP31.
Вимоги техніки безпеки – за ДСТУ 7237:2011 .
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Висота над рівнем моря не більше 100 м.
Оточуюче середовище вибухобезпечне, зі складом корозійно-активних
агентів атмосфери типу II за ДСТУ EN 1515-4:2015. За вимогами замовника КТП
виконується у антикорозійному виконанні.
Підстанція 2КТПЦ– OKKEN - 1000/10/0,4–04 У3 складається з:
Ввідного пристрою зі сторони високої напруги (УВН).
Силового трансформатора.
Кожуху виводів силового трансформатору.
Розподільчої установки низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
панелі стиковки;
шафи вимикача робочого вводу;
шафи секційного вимикача;
шафи ліній, що відходять.
Трансформатори КТП укомплектовано котками для переміщення.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може бути
виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей цеху,
обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.10 приведено загальний вид шафи вводу.
Рисунок 8.10 – Загальний вид шафи вводу
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Шафа вводу призначена для:
- вводу живлення з встановленими висувними вимикачами;
- встановлення релейного захисту.
При введенні живлення шино проводом Canalis зверху у шафі мається
можливість встановлення вимикача лінії Masterpact NT ( Compact NS)
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
(трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку і не
потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид
трансформатора серії ТМ приведено на рисунку 8.11.
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції 2КТПЦ– OKKEN -
1000/10/0,4–04 У3 приведено на графічної частини дипломної роботи.
Для нашого конкретного випадку обрана дворядна компоновка підстанції,
що більш відповідає реальним умовам цеху, для якого проєктується система
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Розробка мікропроцесорного пристрою керування в‘язкістю та
наповненістю фарбою аерозольних балонів
Принцип вимірювання, вживаний в даному пристрої, оснований на простій
і надійній електромагнітній концепції. Два датчики в'язкості, ємнісний датчик
наповненості і розроблена електронна схема аналізує час проходження сигналу
з датчиків для вимірювання цих параметрів. Датчики розташовані на
діаметрально протилежних боках запірної трубки наповнюючого фарбою
пристрою в фарбозаливному верстаті. Фарбувальна рідина протікає через
запірну трубку крізь блок датчиків, при цьому в'язкість та наповненість
вимірюється в динамічних умовах. Система вимірює в'язкість з компенсацією
температури.
Система підтримання в‘язкості наповнюючої речовини за рахунок
регулювання її температури складається з блоку електроніки, вимірювального
блоку та блоку подачі фарбувальної суміші:
1) Блок електроніки призначений для вимірювання, аналізу та контролю
виміряних показників в‘язкості та наповненості; забезпечений цифровим
дисплеєм для відображення вимірюваних величин та інформаційних кодів, а
також має стандартний аналоговий вихід 4-20 мА. Аналого-цифровий
перетворювач (АЦП) КР572ПВ2А дозволяє проводити реєстрацію даних,
автоматичне калібрування системи. При перевищенні заданого рівня в'язкості
або наповненості видається на дисплей інформаційний код «-ВР», який означає
«верхній рівень» і знижується рівень напруги на пристрої подачі. При зменшені
нижнього граничного рівня в'язкості видається на дисплей інформаційний код
«+УСР», який означає «увімкнено сильніший розігрів» і знижується рівень
напруги на нагрівальних елементах блоку розігріву фарбувальної речовини.
2) Основним елементом вимірювального блоку є датчик в'язкості (модель
SPL440) для якого рекомендована швидкість потоків 0…0,5 м/сек. SPL440
розрахований на безперервну роботу при тиску до 1240 Н/см2 і випробуваний
статичним тиском до 1500 Н/см2.
Функціональна блок-схема мікропроцесорного пристрою керування
в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів. На рисунку 9.1
представлена функціональна блок-схема мікропроцесорного пристрою
керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів.
Стабілізований блок живлення призначений для перетворення змінної
напруги мережі 220 В у постійну напругу +5/+27 В для живлення різноманітних
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
блоків та елементів пристрою.
Рисунок 9.1 - Блок-схема мікропроцесорного пристрою керування
в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів
В блоку зразкової напруги відбувається генерація високо стабілізованої
напруги -2,732 В, що забезпечує підтримання високої точності вимірювання
сигналу, що поступає з датчиків в‘язкості та ємнісного датчика наповненості при
різних зовнішніх перешкодах (підвищеній температурі та тиску). Блок датчиків
в‘язкості представляє собою інтегральний електромагнітний датчик, який
дозволяє вимірювати в‘язкість за даними тиску та температури зовнішнього
середовища та перетворювати значення в‘язкості у аналоговий сигнал, який,
паралельно, через мультивібратор та через блок силових інтегральних ключів з
використанням управляючого сигналу з мікропроцесору передається на
виконавчий пристрій керування розігрівом та подачі фарбувальної суміші.
Вбудована в мікропроцесор АЦП здійснює перетворення інформації про
в‘язкість та наповненість аерозольного балону і кодує її у десятковий вигляд.
Для здійснення мнемонічної індикації про в‘язкість та наповненість балону,
використовується блок індикації на основі світлодіодних індикаторів. При
цьому, керування роботою індикаторів, його яскравістю та режимами роботи
здійснюється за допомогою мікропроцесора.
Опис електричної принципової схеми мікропроцесорного пристрою
керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів. Принципова
електрична схема мікропроцесорного пристрою керування в‘язкістю та
наповненістю фарбою аерозольних балонів представлена на рисунку 9.2.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
+
С2 p,t DA1
DD3.1 DD3.3 DD4
HG1
2 11 R13 1
0B CPU HG2
1 10 9 1
d 9 7
c
13 12 12 a С21
g 32 1 5 8
-3B d
R14 13 f
b g b 20 3 d b 11
g e c
11
c e c 19 1 12
c a e a
R1 С3 DA2 p,t 3 d R25
R11 DD3.4 f 33 10 13
Cобр b
2 h
8 R15 a
R2 DD3.2 9 6 14 С22
e 34
Собр
3 6
4
5 31
+Uвх
DD1.1 DD1.2 DD1.3 DD1.4
SB1 & 8 & 5 & 1 &
13 4 3
11 10
9 6 2 2 HG3
12
23 2 14
a a
С7 18 13 a
b b
R8 VD3
24 11 f b
c c g
15 9
d d e c
16 6 d
e e
R10 R12 17 3
f f
22 12
g g
R3
R4
S1
DD2.3
R5 9
8 &
10
XS1
DD2.1 DD2.2
R9 DD2.4 R16 R19
1 & 4 & 12 &
C4 2 3 5 6 13 11 3 3 HG4
VD7 out DA5
1 12 2 14
GND a a
in 11 13 a
b b
C5 2 С17 R20 10 11 f b
c c g
S2 9 9
d d e c
C6 14 6 d
e e
h
К1 R17 13 3
f f
25 12
C11 VD8 g g
R21 8
h
36
+Uобр
38
-Uобр
30
-Uвх
R24
С18
38
Сr
VD4 DA3
40
2 in out 3 RCr
GND
1 R22
39 4 HG5
+ Rr
K1.1 С13 С15 5 2 14
a a
4 13 a
b b
+27 В 3
+ C1 + 12 В + 11 f b
С10 c c g
R18 2 9
d d e c
R6 С19
8
27 6 d
C9 C8 e e
Cж 6 3
t f f
M1
VD5 R23 7 12
g g
28
Rж
RR1 DA4
VD1 VD2
2 29
in out 3 Сак
GND
1 С20
VT1
С12 С14
26
-9В
R7 21
Tр1 -5В
FU1
220 B
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема мікропроцесорного пристрою
керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів
Пристрій (рисунок 9.2) виконано на мікропроцесорі ATmega 16-16PU.
Крупні яскраві світлодіодні індикатори HG1-HG5 дають можливість
операторові отримувати інформацію про в'язкість фарби (її придатності до
подальшого використання).
Датчики в'язкості - спеціально призначені для цієї мети SPL440 - DA1, DA2
[18]. Ці датчики можуть розглядатися як стабілітрони з малим диференціальним
опором (менше 1 Ом) і напругою стабілізації, пропорційною динамічній
в'язкості. Робочий струм через них (4-20 мА) визначається резисторами R1 і R2.
Датчики вибираються ключами на елементах DD3.1 і DD3.3, якими
управляють мультивібратор на мікросхемі DD1 і перемикач SB1. У положенні
"К2" (контроль 2 датчика) цього перемикача на вході елементу DD1.1 присутній
низький логічний рівень, на виході елементу DD1.3 - високий. Останній
відкриває ключ DD3.3, і на вхід 31 DD4 поступає сигнал зі встановленого в
системі датчика в'язкості DA2. В цьому випадку датчик відображає в'язкість
фарби. Високий логічний рівень з виходу елементу DD1.3 відкриває також ключ
DD3.4 і напруга, що поступає на виводи 2 і 6 індикатора HG1, запалює його
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
+
+
сегменти «а» і «е». Разом з постійно включеними сегментами «b», «с» і «f» вони
висвічують на індикаторі цифру «2» (2 датчик). Якщо перемикач SB1
знаходиться в положенні «К1» (контроль 1 датчика), відкриті ключі на елементах
DD3.1, DD3.2 і напруга на АЦП подається з датчика DA1. На індикаторі HG1
висвічується при цьому цифра «1» (1 датчик).
Для юстирування показань датчиків, на вхід мікропроцесора слід подати
сигнал, рівень якого був би рівний різниці напруги на датчику і зразкової напруги
2,732 В [18]. Ця напруга повинна підтримуватися з високою стабільністю, а
температурний коефіцієнт напруги (ТКН) джерела дуже великий. З цієї причини
в описуваному приладі як джерело зразкової напруги використовується
мікросхема DA5 КР142ЕН11 [19], що має досить малим ТКН. Ця мікросхема
виконує функції регульованого прецизійного стабілітрона. Необхідна напруга
2,732 В встановлюється підстроєчним резистором R16, а робочий струм через
мікросхему і дільника R17-R18 (близько 6 мА) задається резистором R19.
Максимальній вимірюваній в'язкості 100 Пз відповідає напруга між входами
«+Uвх» (вив.31) і «-Uвх» (вив.30) DD4, дорівнює 1 В. А щоб на індикаторах HG2-
HG5 висвічувалися при цьому знаки 100,0 на входи «+Uoбp» (вив.36) і «-Uoбp»
(вив.35) DD4 необхідно подати зразкову напругу 1 В. Вона знімається з движка
підстроєчного резистора R16
Частота роботи генератора мікропроцесора 50 кГц вибрана із стандартного
ряду [20] і задана елементами С18 і R22. Номінали елементів інтегратора R25 і
С19 і конденсатора автокорекції нуля С20 відповідають приведеній частоті
генератора і величині зразкової напруги 1 В. Конденсатори С2 і С3 захищають
датчики від наведень, а С21 виключає генерацію внутрішнього джерела опорної
напруги +2,9 В.
Для вказівки знаку відхилення вимірюваної в'язкості від заданого значення,
а при необхідності і першої її цифри «1» встановлений індикатор HG2. Через
його горизонтальний елемент «с» постійно тече струм, заданий резистором R24.
В результаті цей елемент світиться і формує знак "-" Полярність напруги, що
поступає на входи «+Uвх», і «-Uвх» АЦП, протилежна звичайній, тому при
плюсовому відхиленні в'язкості від еталонного значення на виході «g» першого
розряду АЦП присутній низький логічний рівень, що включає додатковий два
вертикальні елементи «d» і «е» індикатора HG2, які і формують знак «+». Цифра
«1» включається на індикаторі HG2 лише тоді, коли вимірювана в'язкість рівна
або перевищує 100 Пз.
Вимірювання рівня наповнюваності балона фарбою здійснюється по схемі
вимірювання ємності при попаданні рідкого діелектрика (алкінової фарби) між
вимірювальними контактами. Пристрій має точність вимірювання порядку 4%.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Прилад має три піддіапазони, визначувані положенням перемикача S1, що
дозволяє використовувати його для широкої номенклатури фарб. В положенні 1
перемикача контролюється наповнюваність балону фарбами, які мають
номінальну ємність до 50 пФ, в положенні 2 - до 500 пФ, в положенні 3 - до 5000
пФ.
На елементах DD2.1 і DD2.2 виконано генератор прямокутних імпульсів.
Частота генерації залежить від ємності конденсатора і опору резистора, що
включається в ланцюзі зворотного зв'язку перемикачем. Вона найбільша в
положенні перемикача 1 і найменша в положенні 3. Логічні елементи DD2.3 і
DD2.4 включені паралельно. Це забезпечує достатньо великий зарядний струм
ємності речовини, що вимірюється, між контактами електрода XS1. Підвищення
зарядного струму знижує вплив опору витоку конденсатора С11. Важливою
умовою точності роботи є підбір діодів VD7 і VD8 - вони повинні бути
високочастотними і мати однакові параметри.
Напруга живлення всього приладу (-9 В) стабілізована стабілізатором на
мікросхемі DA4 [23]. Для живлення індикаторів HG1-HG5 використовується
напруга +5 В сформована стабілізатором DA3.
Всі деталі пристрою, окрім датчика DA1 перемикача SВ1 і трансформатора
живлення встановлено на односторонній друкарській платі розмірами 85105 мм
з фольгованого стеклотекстоліту товщиною 1 мм. Плата розміщена в корпусі,
склеєному з органічного скла, передня стінка - кольорова прозора. У верхній і
нижній стінках просвердлено максимально можливе число вентиляційних
отворів діаметром 6 мм.
При монтажі в основному використані резистори МТ і МЛТ R19, R21 - С2-
29В, але і їх можна підібрати з числа МТ або МЛТ з погрішністю 1-2%. Як
оксидні конденсатори застосовані малогабаритні зарубіжні аналоги вітчизняних
К50-35, С19, С20, С22 - К73-17, інші - КМ-5 і КМ-6. Підстроєчні резистори –
СП3-19А. Перемикач SВ1 - малогабаритний тумблер з середнім положенням
ПТ23-2Б. Мікросхему КР142ЕН19 (DA5) можна замінити на TL431 або LM431.
Мікросхеми DA3 і DA4 - будь-які інтегральні стабілізатори напруги відповідно
+5 В (наприклад, КР1178ЕН5 або імпортні - 78М05, 7805 з будь-якими
префіксами і суфіксами) і +9 В (наприклад, КР1162ЕН8А, КР1162ЕН8Б,
KP1179EH8,78L05 78M07, 7809 [20]). Мікросхема DA3 встановлена на
ребристий тепловідвод розмірами 252510 мм. Індикатори - з висотою знаків
20 мм і великою яскравістю свічення при струмі через елемент 5 мА. Як HG1,
HG3-HG5 підійдуть індикатори HDSP-3901 фірми «Hewlet Packard», одноманітні
по оформленню з HDSP-3906 (HG2). Можна також застосувати і будь-які
індикатори із загальним анодом і достатньою яскравістю світіння при вказаному
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
струмі. З вітчизняних - це індикатори червоного світіння з висотою знаків не
більше 7,5 мм - АЛ305А-АЛ305Г, АЛ309А-АЛ309Е, АЛС312А, АЛС312Б,
АЛС324А, АЛС324Б. На місце HG2 допустимо встановити індикатор АЛС326А.
Як трансформатор живлення використаний мережевий адаптер RW900.
Послідовно з первинною обмоткою трансформатора включений резистор МЛТ-
2 опором 1 кОм. Його опір уточнюють з тим, щоб напруга на конденсаторі С9
складала 20-22 В. Можна також використовувати будь-який трансформатор з
напругою на вторинній обмотці 7,5-8 В при струмі 150 мА.
Датчик DA1 підключений до схеми електронного віскозиметру
екранованим дротом (екран повинен бути сполучений з плюсовим виведенням
конденсатора С2) довжиної до 5 м. Його необхідно загерметизувати епоксидною
смолою, помістивши у відрізок металевої трубки.
Регулювання системи. Помістивши датчик DA1 в еталонну рідину з відомим
значенням в'язкості, підстроєчним резистором R16 потрібно добитися таких же
показань на індикаторах, як і при установці перемикача SВ1 в положення «К1»
(для 1 датчика). Далі датчик опускають в фарбувальну суміш нагріту до 70-80С
(для кращого поглинання газу-преприєнту), температура суміші повинна при
цьому контролюватися точним термопарним вимірювальним пристроєм зі
стабілізацією холодних кінців. Потім підстроєчним резистором R20 необхідно
встановити значення на індикаторах, що відповідають табличним значенням
в'язкості для даної марки фарби для даної температури. На закінчення слід
перевести перемикач SВ1 в положення «К2» і відторувати показання датчика
в'язкості DA2 за еталонними значеннями датчика DA1, для чого, підстроєчним
резистором R11 добитися рівності їх значень. Діапазон вимірюваних значень
в'язкості 5...100 Пз, точність визначається калібруванням, максимально досяжне
значення близько 0,2 Пз.
Настройку блоку проводять окремо на кожному піддіапазоні. Перемикач
діапазонів встановлюють у відповідне положення. В міжконтактний проміжок
вводять фарбу з точно відомою діелектричною проникністю. Підстроюванням
одного з підстроєчних резисторів R6, R7 (відповідного піддіапазону)
добиваються потрібного значення на індикаторі.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Розрахунок економічного ефекту від впровадження електронного
пристрою для контрою якості з виготовлення аерозольних фарб
Метою підвищення ефективності виготовлення аерозольних фарб в даному
цеху на на лакофарбовому заводі будемо використовувати мікропроцесорний
пристрій керування в‘язкістю та наповненістю фарбою аерозольних балонів, що
дозволяє зменшити загальний час виготовлення таких балонів на 10%. Таким
чином, за умов не змінення кількості виготовлення виробів за одну робочу зміну,
можна вважати, що використання даного пристрою дозволяє зменшити
коефіцієнт завантаженості фарбозаливних верстатів на 10%, тобто: ΔКВ = К .
В 0,1
= 0,8.0,1 = 0,08; номінальна потужність Р = 28,3 кВт; при cos φ = 0,88 (tg = 0,54);
Модифікація цього обладнання розроблюваною системою є сучасною та
компактною, а сам комплекс технологічного обладнання на якому
впроваджується дана система стає більш ефективним та керованим, не містить
додаткового механічного оснащення і не потребує спеціально створених умов
навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q P tg ; S P2 Q2 ;
Q 28,3 0,54 15,28 квар; S 28,32 15,282 32,16 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
підвищення ефективності виготовлення аерозольних фарб дозволить зменшити
потужність живлячого (цехового) трансформатора, а також до значного
зниження ударних струмів, що виникають при комутаційних переключеннях.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
C KВ S n Cел t ,
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
де ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості обладнання за рахунок
використання розробленого пристрою; ΔКВ = 0,08;
S – споживана потужність технологічного електрообладнання;
S = 32,16 кВА;
n – кількість одиниць технологічного обладнання; n = 8;
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,71 грн;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C 0,08 32,16 8 12,712112 552504,1 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що підвищення ефективності
виготовлення аерозольних фарб в даному цеху на лакофарбовому заводі шляхом
використання мікропроцесорного пристрою керування в‘язкістю та
наповненістю фарбою аерозольних балонів є технічно і економічно вигідним і
має економічний ефект: С = 552504,1 грн. за рік.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають при виконанні
робіт в приміщенні проєктно-технічного відділу
В даному розділі бакалаврської роботи аналізуються умови праці
спеціаліста при розробці системи електропостачання підприємства в приміщенні
проєктно-технічного відділу. Виконання цих робіт не можливе без використання
персонального комп’ютера (ПК), укомплектованого різними периферійними
пристроями та необхідними для розрахунків прикладними програмами. Таким
чином працюючи з ПК розробник має прямий візуальний контакт з монітором, а
враховуючи те, що деякі обчислення можуть тривати довгий час, то це в свою
чергу викликає необхідність тривалого споглядання екрану монітора
комп’ютера. Тому виникає потреба раціональної та безпечної організації праці
спеціаліста при роботі з монітором.
Таким чином важливо детально проаналізувати всі небезпечні та шкідливі
фактори виробничого середовища, які можуть безпосередньо або побічно
впливати на працюючого, що призводить до зміни продуктивності його праці та
стану здоров’я. За рівнем фізичних навантажень дана робота відноситься до
категорії I а.
Робоче місце співробітника є постійним і являє собою робочий стіл, на
якому встановлений персональний комп'ютер, принтер та інші периферійні
пристрої. Воно знаходиться в проєктно-технічному відділі, що являє собою
окреме приміщення, мебльоване робочими столами у кількості 5 шт, зі
встановленими на них комп’ютерами. Монітори розміщені так, щоб відстань від
очей користувача до екрану складала не менше 70 cм, кут зору 30о. Руки
користувача розташовуються на робочому столі в горизонтальному положенні,
передбачена гарна опора для спини.
Розміри приміщення відділу становлять: ширина – 6 м, довжина – 10 м,
висота стелі – 3 м, відповідно площа стелі складає 60 м2. Приміщення
розраховане на максимальну кількість працюючих 5 осіб. Звідси площа, яка
припадає на одну людину, дорівнює 12 м2. Об’єм приміщення складає: 180 м3.
Звідси об'єм, який припадає на одну людину, дорівнює 36 м3, що відповідає
вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Приміщення відділу розташоване в північній частині лівого крила
чотириповерхової цегляної будівлі. Стіни приміщення світло-рожевого
забарвлення із коефіцієнтом відбиття світла 30-45%.
На здоров’я та самопочуття співробітника відділу, під час його роботи, в
першу чергу безпосередньо впливають фактори мікроклімату в робочому
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
приміщенні.
Згідно з ДСН 3.3.6.042-99 нормативні значення основних факторів
мікроклімату наступні:
1. Температури повітря:
- В теплий період року – 21 - 23 °С (допустима – 20 - 28 °С). ;
- В холодний період року – 22 - 24 °С (допустима – 21 - 25 °С).
2. Вологість повітря:
- В теплий період року – 40 - 60 %;
- В холодний період року – 40 - 60 %.
3. Швидкість руху повітря:
- В теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1...0,2 м/с) ;
- В холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с) .
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
1. Температури повітря:
- В теплий період року – 24-26 °С ;
- В холодний період року – 18-19 °С .
2. Вологість повітря:
- В теплий період року – 50-54 %;
- В холодний період року – 40-42 %.
3. Швидкість руху повітря:
- В теплий період року – 0,05-0,1 м/с;
- В холодний період року – 0,05 0,15 м/с.
Температура повітря в холодний період року не відповідає нормативним
вимогам.
У відділу в холодний період року функціонує система централізованого
водяного опалення, яка не забезпечує підтримання нормативної температури
повітря і тому, не відповідаючи ДБН В.2.5.67-2013 «Опалення, вентиляція та
кондиціювання», потребує модернізації. Для її забезпечення пропонується
використати сучасні опалювальні радіатори.
Природне освітлення приміщення відділу є однобічним, з північною
орієнтацією віконних отворів та здійснюється через чотири вікна, розміри яких
становлять 21,80 м.
Робочі столи розташовані таким чином, що вікна знаходяться збоку від
працюючого. Вікна обладнані світлорозсіюючими шторками. При цьому у полі
зору працюючого забезпечується оптимальне співвідношення яскравості
робочих та навколишніх поверхонь та обмежене відбивання світла від екрану та
функціональної клавіатури.
Згідно з нормами проєктування ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
освітлення» нормування природного освітлення проводиться за допомогою
коефіцієнта природного освітлення (КПО), вираженого в відсотках, який для
даного типу зорової праці складає 1,5 %. Фактичне значення КПО становить 24-
25 %. Тому рівень природного освітлення є достатнім.
Оскільки дослідник візуально працює з монітором, де найменший об’єкт
розрізнення являється крапка, що становить близько – 0,25 мм, то його робота
відповідає найвищому ступеню точності зорової праці. Розряд зорової праці – II
г, що відповідає великому контрасту об’єкту розрізнення та фону. Контрастність
найменшого об’єкту розрізнення та фонів: між текстом на моніторі та фоном,
між текстом на аркуші паперу та аркушем, букв на клавіатурі являється великою,
що сприяє до зменшення напруги зорової праці та зменшення загальної кількості
помилок.
Приміщення відділу має штучне освітлення. При штучному освітленні
величина освітленості нормується в люксах (Лк), яка вибирається в залежності
від характеристик зорової праці з урахуванням найменшого розміру об'єкта
розрізнення, фону, контрасту об'єкта розрізнення з фоном.
Приміщення відділу обладнане світильниками типу ЛСП 02В-2×40 у
кількості 6 шт., кожний з яких має дві люмінесцентні лампи денного світла.
Необхідна величина штучного загального освітлення для даного типу зорової
праці складає 400 лк., а фактичне значення даного параметра складає 280 лк.
Отже рівень штучного освітлення на робочому місці не є достатнім відповідно
до ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення». Тому система загального
штучного освітлення потребує модернізації.
Особливістю роботи співробітника відділу з монітором є підвищене зорове
напруження, що пов'язане із спостереженням за інформацією на екрані, а також
з іншими негативними факторами. Спеціаліст втомлюється від тривалого
перебування біля монітора, оскільки його органи зору підлягають таким
шкідливим факторам як: ефект миготіння дисплея, нестійкість та нечіткість
зображення, необхідності частої переадаптації очей до рівня освітлення екрану
дисплея та загального освітлення приміщення.
Шум також являється важливим фактором виробничого середовища.
Головним джерелом шуму є вентилятори охолодження в системних блоках
комп’ютерів та робочий шум периферійних пристроїв. Нормативне значення
еквівалентного рівня шуму при даному видові діяльності та типу робочого місця
складає 60дБА. Фактичне значення становить 47-48 дБА. Відповідно до цього
дане робоче місце відповідає допустимим вимогам по даному фактору згідно
ДСН 3.3.6.037-99.
Іншим важливим фактором виробничого середовища являється
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
напруженість електромагнітного поля. На робочому місці співробітник підлягає
впливу електромагнітних полів, джерелом яких є ПК та периферійні пристрої,
проте, оскільки вони в більшості є екранованими, то даний вплив
електромагнітних полів незначний і не перевищує нормативне значення,
визначене в ДСН 3.3.6.096-2002 «Державні санітарні норми та правила при
роботі з джерелами електромагнітних полів».
Умови праці співробітників відділу при роботі з комп'ютером крім стану
параметрів виробничого середовища, визначаються також характеристиками
використовуваного устаткування, якістю робочих матеріалів у робочій зоні,
конструкцією робочих меблів та її розмірними характеристиками. Тип робочого
крісла обирається у відповідності ДСТУ 7951:2015 та в залежності від тривалості
роботи: при тривалій - масивне, при короткочасній - крісло легкої конструкції,
яке легко пересувати. Ширина столу 1,2 м, усі предмети, що знаходяться на
ньому розташовані на відстані не більш 75 см від працівника, отже вони
знаходяться в робочій зоні. Висота столу 74 см; висота стільця 40 см.
Робоча поза працюючого безпосередньо пов’язана з тривалим очікуванням
закінчення обрахунків комп’ютером, що в свою чергу призводить до
періодичного перебування в незручній, фіксованій позі до 25% від загальної
тривалості роботи.
До психологічного навантаження доцільно віднести роботу
проєктувальника з великим обсягом інформації та великою розумовою
активністю. Його діяльність характеризується тривалим тривожним очікуванням
вірних результатів, що виснажує людину більш ніж сама робота. Однотипність
даних на екрані та очікування закінчення розрахунків може привести до
додаткового виснаження ресурсів організму, швидке стомлення, значне
зниження працездатності.
Ступінь складності завдання полягає в виконанні обчислень, обробці
отриманих результатів, визначаючи їх вірність та коректність, що відповідає
допустимому класові умов праці.
Електропроводка в даному приміщенні виконана мідним кабелем.
Приміщення відноситься до 3 типу: приміщення без підвищеної небезпеки.
Обладнання, встановлене в ньому живиться напругою 220В і споживає
потужність більше ніж 2 кВт. Оскільки комп’ютери мають металевий корпус,
тому згідно ДНАОП 0.00-1.32-01 «Правила будови електроустановок.
Електрообладнання спеціальних установок» та ДСТУ Б В.2.5-27:2016 усі
корпуси обладнання під'єднані до загальної системи захисного заземлення.
Приміщення відділу відноситься до приміщень з категорією
вибухопожежобезпеки типу В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. У відділу
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
забезпечуються всі необхідні заходи щодо протидії виникнення
пожежонебезпечних ситуацій згідно з та НАПБ А.01.001-2014 «Правила
пожежної безпеки в Україні». План евакуації розміщений на стіні з вільним
доступом до неї. Для попередження пожеж в ній використовується електрична
пожежна сигналізація променевого типу та теплові датчики типу (ИП-105-2) у
кількості 6 шт у відповідності з ДБН В.2.5.56-2014. Приміщення обладнане
вуглекислотним вогнегасником ВВК-5, який знаходиться у зручному місці,
відповідно до Правил експлуатації вогнегасників.
Для підвищення продуктивності праці необхідна правильна організація
режиму роботи дослідника. Аналізуючи специфіку роботи, йому цілком
достатньо чотирьох годин на добу для проведення розрахунків на комп'ютері у
світлий час доби, коли освітлення повністю задовольняє вимогам стандарту
(ДБН В.2.5-28-2018), а в іншу частину дня необхідно аналізувати отримані
результати та проводити підготовку нових даних для подальших розрахунків.
Для зняття напруженості органів зору необхідно щогодини робити перерву.
Отже, оскільки рівень штучного освітлення на робочому місці не відповідає ДБН
В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення» система загального штучного
освітлення потребує модернізації.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
До робочого освітлення надаються певні вимоги:
• освітлення на робочих місцях повинно бути достатнім для виконання
даної роботи;
• освітлення повинно бути рівномірним по робочій поверхні;
• на робочій поверхні не повинно бути тіні, особливо рухливої;
• в полі зору не повинно бути прямого і відбитого блиску (блиск–
підвищена яскравість освітленої поверхні, яка викликає осліплення);
• величина освітленості повинна бути постійною в часі;
• спектральний склад світла повинен відповідати характеру роботи (ця
вимога особливо суттєва для забезпечення правильної кольоропередачі);
• світлові установки не повинні бути джерелом додаткових небезпек та
шкідливостей;
• установки повинні бути економні, прості та надійні до роботи.
Розрахунок штучного освітлення виконується методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Основною задачею розрахунку штучного
освітлення є визначення необхідної кількості світильників для забезпечення
нормативного рівня штучного освітлення за формулою:
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
E н S z К
N з
n F л (11.1)
де:
Ен – нормоване освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2018);
Кз – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації (для заданого приміщення Кз = 1,5);
S = А·В – освітлюєма площа приміщення, (А – довжина приміщення, В –
ширина приміщення);
z – коефіцієнт мінімального освітлення; z = 1,1 (для люмінесцентних ламп);
n – кількість ламп у світильнику;
Fл – світловий потік лампи;
– коефіцієнт використання, відн. од.
Для визначення нормованого освітлення – Ен, визначаємо:
- Перелік основних предметів, які повинна розглядати людина у процесі
роботи на заданому робочому місці: надписи на екрані монітору, шрифт
у книзі.
- Самі дрібні деталі зображення (найменші об’єкти розрізнення), які
містяться на перелічених предметах: розділові знаки в книжках.
Орієнтовно оцінюємо їх розмір у 0,15 ...0,3 мм.
- Характеристику фона – поверхні, на якій розглядається найменший
об’єкт розрізнення, в залежності від коефіцієнта відбиття поверхні ρ. Фон
є світлим (ρ > 0,4), оскільки в основному маємо справу з написами на
білому фоні, як в книзі так і на екрані монітору. Для вказаного фону
коефіцієнт відбиття поверхні ρ = 0,9.
- Контраст об’єкта розрізнення з фоном, тобто наскільки чітко
сприймається найменший об’єкт розрізнення на вищерозглянутому фоні.
Контраст є великим (між білим і чорним).
Користуючись ДБН В.2.5-28-2018 визначаємо, що розмір обраного
найменшого об’єкта розрізнення відноситься до діапазону розмірів в межах 0,15-
0,3мм, що відповідає IІг розряду зорової праці.
Нормативне значення штучного загального освітлення Ен з врахуванням
характеристики фону та контрасту складає: Ен = 300 лк.
Офісні LED світильники користуються чималою популярністю в наш час.
Вони мають велику кількість переваг, що дозволяє успішно використовувати їх
в самих різних сферах. Основним джерелом світла в таких світильниках є
світлодіоди. Світлодіод це спеціальний напівпровідниковий прилад, який
випромінює світло в разі пропуску через нього електричного струму.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Найбільш важливими технічними особливостями офісних світлодіодних
світильників є: високий рівень передачі кольору (передача кольору
світлодіодних світильників в 2 рази вище, ніж у ртутних ламп і в цілих 3 рази
більше ніж у натрієвих) та відсутність мерехтінь, що дозволяє створити
відповідні умови для нормального робочого процесу.
Офісні LED світильники можна розділити на наступні види:
- лінійні LED-лампи. Такі лампи можуть мати різну потужність. Їх монтаж
може здійснюватися як на стелю так і на стіну. Найчастіше використовуються в
растрових світильниках. У більшості випадків лампи цього типу застосовуються
для оригінального освітлення.
- врізані міні-панелі світлодіодні. Монтуються на стелю, відрізняються
невеликою монтажною висотою (15-30 мм). Можуть мати форму кола або
квадрату. Досить просто монтуються в стелі самих різних типів.
- накладні міні-панелі світлодіодні. Користуються чималою популярністю
при організації освітлення в офісах. Кріпляться на стелю за допомогою
спеціальних монтажних планок. Дуже добре підходять для офісних приміщень
невеликої площі.
- точкові даунлайти. Світильники спрямованого світла і круглої форми.
Дуже добре підходять для того, щоб зробити світлові акценти в приміщенні.
Вибираючи офісний світлодіодний світильник слід враховувати їх
потужність та кількість. Зробити це можна якщо здійснити правильний
розрахунок, при якому враховуються наступні фактори: площа приміщення,
висота приміщення, рівень природного освітлення і деякі інші.
Офісні світильники мають цілу низку істотних переваг, серед яких особливо
варто виділити:
- економічність. Питання економії електричної енергії є актуальним для
багатьох великих офісних приміщень і не тільки. Офісні LED світильники
відрізняються високим рівнем економічності, вони споживають електричної
енергії приблизно в 7-10 разів менше ламп розжарювання, і приблизно в 2-3 рази
менше люмінесцентних ламп.
- екологічна безпека. Світлодіодні світильники на відміну від багатьох
інших джерел світла відрізняються високим рівнем екологічної безпеки. Вони не
мають в своєму складі парів ртуті та інших хімічних компонентів, здатних
завдати шкоди людському організму. Крім цього такі світильники не виділяють
навіть вуглекислий газ. Також світлодіоди не приваблюють комах, так як не
випромінюють ультрафіолетові потоки.
- довгий термін служби. LED світильники відрізняються тривалим терміном
служби. Вони здатні служити в середньому 30 000 – 50 000 годин. За цим
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
показником вони краще ламп розжарювання приблизно в 8-10 разів.
- стійкі до перепадів напруги. Таким джерелам світла абсолютно не страшні
перепади напруги. В цьому плані вони набагато краще ламп розжарювання і
люмінесцентних ламп, які здатні виходити з ладу через різкий перепад напруги.
- простота утилізації. З тієї причини, що LED світильники не мають парів
ртуті в своєму складі, їх утилізація максимально спрощена, їх не потрібно
здавати на утилізацію на відміну від люмінесцентних ламп.
- зручність для очей. Світло випромінюється світлодіодними світильниками
зручніше для очей і не позначається негативно на здоров'ї людини. Все тому, що
такі джерела світла не виробляють сильних пульсацій не мають світлових плям і
дозволяють рівномірно розподіляти світло по всьому приміщенню. Тому LED
світильник є відмінним рішенням з точки зору зручності роботи співробітників
офісу.
- широкий асортимент. Сучасні виробники світлодіодних світильників
здатні запропонувати великий вибір подібної продукції, яка відрізняється цілим
рядом характеристик: тип, призначення, потужність, вартість. Завдяки настільки
великій різноманітності кожен бажаючий зможе підібрати підходящий для себе
варіант.
- міцність. Відрізняються такі світильники і високою міцністю, за рахунок
використовуваних матеріалів для їх виготовлення, а також грамотної
конструкції. Наприклад, світильники, які мають маркування IP65 мають високий
рівень герметичності, тому їх можна успішно використовувати у вологих
приміщеннях.
Відповідно типу приміщення приймаємо тип світильника в залежності від
умов середовища і типу приміщення. Обираємо світлодіодний світильник
DELUX CFQ LED 46 36W 4000K.
Накладні світлодіодні світильники Delux CFQ LED 46 призначені для
освітлення адміністративно-громадських приміщень, а також знаходять своє
застосування в житлово-побутовій сфері і промислових приміщеннях.
Світильники універсальні та можуть монтуватися накладним і вбудованим
монтажем.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.1 - Світлодіодний світильник DELUX CFQ LED 46
Технічні характеристики світильника:
Потужність 36 Вт
Напруга живлення 175-265 В
Світловий потік 3200 Лм
Колір свічення 4000 K
Індекс кольоропередачі Ra > 80
Температурний режим
від -10°С до +40°С
експлуатації
Ступінь захисту IP 20
Кут розсіювання 120 градусів
Тип монтажу накладний/вбудований
Термін служби 20 000 годин
Гарантійний термін 12 міс.
Довжина 595 мм
Висота 19 мм
Розміри виробу без упаковки 595*595*19мм
Джерело світла Світлодіоди
Тип світлодіодів SMD2835
Кількість джерел світла 112 шт
Колір корпусу Білий
Колір розсіювача Прозорий
Матеріал корпусу Метал
Матеріал розсіювача Полістирол
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
Струм 0.16 А
Клас енергоефективності А+
Частота 50 Гц
Вага виробу (без упаковки) 1.31 кг
За формулою (11.1) розраховуємо кількість світильників N:
300 ⋅ 36 ⋅ 1,1 ⋅ 1,5
�� = = 6,55
3200 ⋅ 0,85
Таким чином, кількість світильників системи загального штучного
освітлення приймаємо вісім. Необхідно розташувати ці світильники рівномірно
на усій площі стелі заданого приміщення з врахуванням габаритних розмірів
приміщення та світильників. При цьому, оскільки кількість світильників
відповідає наявній, рекомендується нові встановити на існуючі місця
розташування.
Для живлення освітлювальної мережі використовується напруга 220 В.
Перетин дроту повинен задовольняти таким вимогам:
- дроти повинні допускати протікання по ним розрахункового струму
освітлювального навантаження, не нагріваючись вище допустимої
температури;
- напруга на джерелах світла повинна бути не нижче мінімальних значень;
- механічна міцність дротів повинна бути достатньою для даного типу
електропроводки.
За механічною міцністю для з’єднання світильників загального освітлення
всередині приміщення, рекомендується використовувати дроти перетином не
менше 0,5 мм2. Тому за механічною міцністю усі дроти перетином 1 мм 2 та
більше є задовільними.
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм. Лист № 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 проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". – Харків:
ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. 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 проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. 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 проєктування систем
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 49
Зм. Лист № докум. Підпис Дата
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с ДСТУ EN 50160:2014.
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.
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. Горошків Б.І. Радіоелектронні пристрої: Довідник / Б.І. Горошків. - М .: Радіо
і зв'язок, 1984. - 400 с.
19. Бойко В. І., Багрій В. В. Цифрова схемотехніка. – К: ІЗМН, 2001.- 228 с.
20. Бєлов А.В. Конструювання пристроїв на мікроконтролерах / А.В. Бєлов -
Наука і техніка, 2005.- 256 с
Арк
ЧДТУ А1 23226 63/03-03 ПЗ 1 50
Зм. Лист № докум. Підпис Дата