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/5749| Title: | Система електропостачання підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів |
| Authors: | Протасов, Сергій Юрійович Терещенко, Валерій Петрович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів. 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 релейному захисту шин цехової трансформаторної підстанції. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено техніко-економічний розрахунок вибору напруги живильної мережі підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів. У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що які можуть впливати на працівника експериментальної лабораторії та розробці системи кондиціювання повітря лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5749 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Терещенко.pdf Restricted Access | 6.65 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 23230 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства з виробництва
ретрансляторів і приймачів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Терещенко Валерій Петрович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Сергій ПРОТАСОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Терещенку Валерію Петровичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виробництва
ретрансляторів і приймачів»
Керівник кваліфікаційної роботи Протасов Сергій Юрійович, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
5154,2 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1300 МВА; 5. Розміри цеху –
60×72×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 40 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 615,9 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Релейний захист шин
цехової трансформаторної підстанції; 9. Техніко-економічні розрахунки – Техніко-
економічний розрахунок вибору напруги живильної мережі підприємства з виробництва
ретрансляторів і приймачів; 10. Охорона праці – Розробка системи кондиціювання повітря
експериментальної лабораторії.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Релейний захист шин цехової трансформаторної підстанції
10 Техніко-економічні розрахунки – Техніко-економічний розрахунок вибору напруги
живильної мережі підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генеральний план підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Валерій ТЕРЕЩЕНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Сергій ПРОТАСОВ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
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 виготовлення
стаціонарних радіостанцій .................................................................................... 11
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання ............ 13
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 15
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 16
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової підстанції
.................................................................................................................................. 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ............................ 32
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 37
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 40
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 40
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 42
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 44
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Терещенко В.П. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Протасов С.Ю. Система електропостачання 3 154
Т. контр. підприємства з виробництва
Н. конт р. Ключка К.М. ретрансляторів і приймачів ФЕТАМ, ЕСЕ-12ск2
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 50
4.1 Вибір трансформаторів ГПП .......................................................................... 50
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 55
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 60
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 ......... 78
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 78
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 79
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 80
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 82
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 84
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 85
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 86
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 86
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 88
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 88
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 88
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок .................................... 90
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 99
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 99
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ........................................................................................................... 100
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 103
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 107
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ................. 108
8.4.1 Розрахунок опорів елементів мережі ..................................................... 110
8.4.2 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ ................................................................................................... 114
8.4.3 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ .................................... 116
8.4.5 Розрахунок струму однофазного КЗ ...................................................... 118
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 119
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 119
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 122
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання ................................... 123
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 124
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 125
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ ........................................................................ 131
9.1 Типи і особливості виконання захистів ....................................................... 131
9.2 Розрахунок струмів спрацювання захисної комутаційної апаратури ...... 131
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ................................................................ 136
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 141
11.1. Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, які можуть впливати на
працівника експериментальної лабораторії ...................................................... 141
11.2 Розробка системи кондиціювання повітря лабораторії ........................... 145
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 153
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 6
Зм Арк. № 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 підприємства з виробництва
ретрансляторів і приймачів.
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 виготовлення стаціонарних
радіостанцій з вибором мережі внутрішнього електропостачання, вибір
устаткування підстанцій.
Розділ «Індивідуальне завдання» присвячений релейному захисту шин
цехової трансформаторної підстанції.
У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових
підприємств» зроблено техніко-економічний розрахунок вибору напруги
живильної мережі підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів.
У розділі «Охорона праці» зроблено аналіз небезпек та шкідливостей, що
які можуть впливати на працівника експериментальної лабораторії та розробці
системи кондиціювання повітря лабораторії.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств слід
проводити згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних
секцій шин підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися
від однієї секції шин. Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися
при будь-яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних
потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження 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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до III категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до II категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
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 ретрансляторів і приймачів.
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».
Структура підприємства приведена на генплані (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.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося, що
всі підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без
чергового персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення стаціонарних радіостанцій
Силові електроприймачі цеху виготовлення стаціонарних радіостанцій
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 Компресор 1 56 0,8
2 Тельфер 1 17,7 0,76
3 Револьверний отворопробивний
1 28,4 0,81
верстат
4 Гільйотинний ніж 2 12 0,84
5 Вентилятор утилізаційний 1 22 0,88
6 Свердлильний автомат 4 32,1 0,91
7 Автомат. трафаретний принтер 4 5,5 0,89
8 Травильна установка 3 8,9 0,82
9 Промивочно-сушильна уст. 3 17,5 0,94
10 Автоматична монтажна уст. 3 8,4 0,93
11 Загибочний верстат 3 0,5 0,88
12 Ванна з припоєм 1 71 0,95
13 Насос промивочної установки 2 14 0,83
14 Насос чистої води 1 5,7 0,83
15 Насос травильної установки 2 16,8 0,87
16 Вентилятор витяжний 6 6,2 0,88
17 Вентилятор приточний 2 18 0,88
40
Однофазні електроприймачі
1 Роторейзер 3 0,5 0,89
2 Паяльник 3 1,5 0,95
6
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 11
Зм Арк. № 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 розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Особливостями розташування 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: 60×72×6 м, з площею освітлення S=4320 м2.
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми 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 дні частини електроустаткування.
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=1300 МВ • А;
- довжина повітряної лінії Lпл = 55 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
балансової приналежності Qек = 151,7 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 23230 63/03-03 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I (t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної 3 T0 (у
решті випадків – 3 T0 ); T – інтервал реалізації випадкового процесу; T0 –
постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої температури (за
час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 15
Зм Арк. № 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 господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 16
Зм Арк. № 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 23230 63/03-03 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
n
Pном,6 pном n 32,14 128,4 кВт.
1
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg Кв 0,9 128,4 0,46 52,7 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 0,9 128,4 115,6 кВт, (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] приймаються наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
2pном 2 615,9
nе 17,3шт.
pном max 71
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1 (2.6)
n
рномi
1
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 19
Зм Арк. № 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
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 23230 63/03-03 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
1 437,4
Кв, цеху 0,71 . (2.7)
n 615,9
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) визначаємо розрахункову
активну потужність
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Р
i ном 1,11342,9 380,6 кВт. (2.8)
i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі 1,0 189,5 189,5 . 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 P2 Q2 380,62 189,52
роз роз роз 425,2 кВА. (2.10)
Результати розрахунків за формулами (2.2) – (2.10) та вихідні дані цеху
заносяться у відповідні місця таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути по
можливості розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівною потроєній величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
так:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном y 3 Рном max ф або Рном у 3 Sпасп ТВ cosпасп , (2.11)
де Рном max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВА , ТВ – відносна тривалість включення в
долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами:
при одному електроприймачі
Рном у 3 Рном. ; (2.12)
при двох або трьох електроприймачах
Рном у 3 Рном max ф . (2.13)
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження визначається за формулою
Рроз, у 3Кв Кр Рном max ф . (2.14)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном ф
е , (2.15)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт; pном max ф – номінальна потужність найбільшого
ЕП однофазного струму, кВт.
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos більше
трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються по
фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожній фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається додаванням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги.
P(a) Кв,i Раb,i (аb)а,i Кв,i Рac,i (аc)а,i Кв,i Рао,i
P(b) Кв,i Раb,i (аb)b,i Кв,i Рbc,i (bc)b,i Кв,i Рbо,i (2.16)
P(c) Кв,i Раc,i (аc)c,i Кв,i Рbc,i (bc)c,i Кв,i Рcо,i
Q(a) Кв,i Раb,i q(аb)а,i Кв,i Раc,i q(аc)а,i Кв,i Qао,i
Q(b) Кв,i Раb,i q(аb)b,i Кв,i Рbc,i q(bc)b,i Кв,i Qbо,i
Q(c) Кв,i Раc,i q(аc)c,i Кв,i Рbc,i q(bc)c,i Кв,i Qcо,i , (2.17)
де Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
значення інших параметрів приведено для фази а:
– Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
– Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
– (ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що включені
на лінійну напругу до фази а (визначаються за довідковими даними, наприклад
[6]).
Для кожної фази (a, b, c):
Q
tg (ф), і
і, ф .
P(ф), і
Визначається найбільш завантажена фаза (наприклад, фаза b);
нерівномірність навантаження по фазах за формулою
p
p ном max ф pном min ф .
pном min ф
Еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів (у нашому прикладі фази b)
Рном у 3 P(b) ; Qном у 3 Q(b) .
Середньовиважене значення для найбільш завантаженої фази (у нашому
прикладі фази b)
Р
К (b)
в(b) .
Р1.ab P2.ab Рbc Р
2 b,0
Ефективну кількість однофазних електроприймачів визначаємо по
співвідношенню (2.15)
2 P
ne(o)
(o) .
3 pmax(o)
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
При відомих ne(o) та Кв(b) з таблиці 2.1, яка є актуальною і для
однофазних навантажень, отримаємо значення Кр .
Умовна розрахункова активна потужність однофазних ЕП для випадку, що
розглядається, дорівнює
Рроз у Кр Кв(b) Ру .
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ; (2.18)
при nе 10 Qроз Кв Рном tg . (2.19)
Для прикладу, для фази b
Qроз у 1,1Кр Кв(b) Ру tgі .
i
і
Повна умовна розрахункова потужність Sроз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
Sроз у P2 2
роз у Qроз у .
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активній потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Таким чином, використовуючи співвідношення (2.11) – (2.19) визначається
еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних електроприймачів.
Враховуючи те що, однофазне обладнання в нормальних режимах в цеху
використовується, розрахунки однофазних електроприймачів здійснюємо.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рроз у 3 0,5 3 1,5 6 кВт.
Qроз у Рном tg 1,5 0,89 4,5 0,95 5,6 квар.
S P2 Q2 2 2
роз у роз у роз у 6 5,6 8,2 кВА.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення електричних навантажень освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (��п.ос.ф.) використовуються наступні дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу ��з, освітленість ��ф, значення розрахункової висоти ��, площа
освітлювального приміщення ��. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [4]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Максимальну активну потужність освітлювальних установок �� ос.
визначимо згідно виразу:
�� ос. = ��п ∙ ��п.о.ф ∙ ��, (2.20)
де ��п – коефіцієнт попиту освітлення [4], ��п = 0,95 ;
S – площа приміщення, �� = 4320 м ;
��п.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2, яка
визначається за формулою:
��ф ��з.ф
��п.о.ф = ��п.ос.табл ∙ ∙ ∙ �� , (2.21)
100 ��з.табл
де �� – питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2
п.ос.табл [4];
��ф – фактична нормаосвітленості для виконуваного виду робіт [4],
��ф = 300 лк;
��з.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4], ��з.ф =
1,4;
kз.табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт [4],
��з.табл = 1,5;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4], k = 1,15.
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м .
100 1,6
�� ос. = 0,95 ∙ 9,78 ∙ 4320 = 29,2 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність:
�� ос. = �� ос. ∙ ������ , (2.22)
де tgφ – відповідно cosφ для кожного типу ламп.
�� ос. = 29,2 ∙ 0,33 = 9,7 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 Рроз у 425,2 29,2 6 460,4 кВт, (2.23)
Q0,38цеху Qроз. цеху Qроз ос. цеху Qроз. у 189,59,75,8204,8 квар. (2.24)
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
SТП Р0,4 цеху Q0,4 цеху 460,42 204,82 463,5кВА. (2.25)
та заносимо у графу 10 таблиці 2.4.
Аналогічно для кожного і-го цеху розраховуємо за співвідношеннями
(2.23) – (2.25) Р0,4 цеху , Q0,4, цеху SТПі та отримані значення заносимо у
таблицю 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 29
Зм Арк. № 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 0,9 .
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
S К P 2 2
ННГПП о 0,4цеху Q
i 0,4цеху 0,9 4554,9 2701,2 4766,1 кВА (2.26)
i
i i
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по підприємству з виробництва
ретрансляторів і приймачів, а приблизна розрахункова потужність має значення
Sпр= 4766,1 кВА.
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства приводимо у
вигляді таблиці 2.4. Значення навантажень відповідають вихідним даним,
характеру і специфіці виробництва, загальної потужності підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
510 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у якості
навантаження Рроз (Qроз і ) має використовуватися розрахункове значення
i
потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у попередніх
розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
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
розташування ГПП. В цьому випадку координати змінюються в часі в межах
зони, обмеженої еліпсом. Параметри еліпсу розраховуються за відомими
методиками.
При вказаних розрахунках враховують наявність у цеху високовольтних
двигунів, які є джерелами реактивної потужності, а також попередньо обраний
спосіб компенсації реактивної потужності.
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні понижувальні підстанції з метою економії електроенергії і металу
рекомендується розміщувати в центрі електричного навантаження (ЦЕН). Для
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
встановлення ГПП поблизу ЦЕН підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо. Перше
уявлення про характер розподілу навантажень по території об’єкта отримують
за допомогою картограми навантажень. Картограму навантажень будують як на
плані розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному
плані всього промислового підприємства. В останньому випадку в якості
приймачів електроенергії розглядаються самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий з них полягає в
зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень приймачів за
допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола вибирають
центр електричного навантаження приймача електроенергії, а радіус кола
пов’язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його знаходять з
умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі площі кола
P r2
роз m
i ,
де Pрозi – максимальне електричне навантаження i-го підрозділу; r – радіус
кола; m – масштаб, кВт/мм2; приймається згідно найбільш потужного цеху
підприємства.
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 розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв’язку з
цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
360 P
роз цеху
с.н ; (2.27)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н , (2.28)
Р0,4 цеху
де i – величина сектору у градусах.
460,4
ri 18,2 мм.
3,14 0,4
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням
360 425,2
с.н 330;
460,4
360 29,2
о.н 30;
460,4
де і – величина сектору у градусах.
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 23230 63/03-03 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побудови картограми ЕН
Розрахункові навантаження
Найменування , ,
об’єкта Рроз, Рроз.ос, Р0,4 цех, с.н осв. ri, мм
кВт кВт кВт град град
Цех сенсорних та
індикаційних панелей; 438,8 38,4 477,2 331 29 19,5
Цех маршрутизаторів
Цех ретрансляторів
телевізійного сигналу.
Конструкторське 615,4 156,9 772,3 287 73 24,8
бюро. Будівля
управління
Цех ретрансляторів
інтернет сигналу. 816,6 56,9 873,5 337 23 26,4
Котельня
Цех стаціонарних
425,2 29,2 460,4 330 30 18,2
радіостанцій
Станція підготування
та деактивації 314,8 32,3 347,1 326 34 16,6
електролітів
Цех GPS трекерів та
логерів. Цех мачт та 618,1 58,8 676,9 329 31 23,2
антен. Склад
Цех ретрансляторів
мобільного зв’язку.
Цех пластичного та 925,7 66,4 992,1 336 24 28,1
гумового лиття. Цех
GPS навігаторів
Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi)
i1 1001547
Х =189 м,
n
P 4554,9
p.i
i1
n
(Pp y )
i i 850482
Y i1 =220 м.
n
P 4554,9
p
i
i 1
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.6 – Дані для визначення ЦЕН підприємства
Рроз.ос
Найменування Рроз, Р -4
0,38 цех, Х, Y, Pр.0,38X10 , P -4
р0,38Y10 ,
об’єкта ,
кВт кВт м м кВтм кВтм
кВт
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех сенсорних та
індикаційних
438,8 38,4 477,2 50 190 23860 90668
панелей; Цех
маршрутизаторів
Цех
ретрансляторів
телевізійного
сигналу. 615,4 156,9 772,3 160 70 123568 54061
Конструкторське
бюро. Будівля
управління
Цех
ретрансляторів
816,6 56,9 873,5 130 340 113555 296990
інтернет сигналу.
Котельня
Цех стаціонарних
425,2 29,2 460,4 220 330 91476 137214
радіостанцій
Станція
підготування та
314,8 32,3 347,1 330 360 114543 124956
деактивації
електролітів
Цех GPS трекерів
та логерів. Цех
618,1 58,8 676,9 350 70 236915 47383
мачт та антен.
Склад
Цех
ретрансляторів
мобільного
зв’язку. Цех
925,7 66,4 992,1 300 100 297630 99210
пластичного та
гумового лиття.
Цех GPS
навігаторів
1001547 850482
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно - будівельні обмеження .
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції потрібно
вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних потоків
енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого ЦЕН та
інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій – одне з важливих питань
при побудові раціональної системи електропостачання.
При розташуванні ГПП (цехової ТП) враховують зокрема, наступні
вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ГПП (ТП) не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
ГПП (ТП) з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
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 (2.26), (2.27).
Щоб визначити координати кожного електроприймача використовуємо
рисунок 1.1.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Використовуючи проміжні розраховані дані заносимо в таблицю 2.7,
розраховуємо ЦЕН.
7399
Х ЦЕН 15,3 м.
482,5
4986
YЦЕН 10,3 м.
482,5
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунків вносимо в
таблицю 2.7.
Таблиця 2.7 – Дані для визначення ЦЕН цеху
№ на Н а й м енування ��ном. , �� , �� , �� ��
��ном. ∙ �� �� ∙ �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м м ном. м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Компресор 56 3 168 2 112
2. Тельфер 17,7 4 70,8 2 35,4
Револьверний
3. отворопробивний 28,4 5 142 2 56,8
верстат
4. Гільйотинний ніж 12 2 24 5 60
5. Гільйотинний ніж 12 4 48 5 60
Вентилятор
6. 22 8 176 2 44
утилізаційний
7. Свердлильний автомат 32,1 9 288,9 2 64,2
8. Свердлильний автомат 32,1 4 128,4 9 288,9
9. Свердлильний автомат 32,1 10 321 9 288,9
10. Свердлильний автомат 32,1 22 706,2 9 288,9
Автомат. трафаретний
11. 5,5 29 159,5 9 49,5
принтер
Автомат. трафаретний
12. 5,5 4 22 46 253
принтер
Автомат. трафаретний
13. 5,5 10 55 46 253
принтер
Автомат. трафаретний
14. 5,5 22 121 46 253
принтер
15. Травильна установка 8,9 29 258,1 46 409,4
16. Травильна установка 8,9 6 53,4 12 106,8
17. Травильна установка 8,9 11 97,9 12 106,8
Промивочно-сушильна
18. 17,5 17 297,5 12 210
уст.
Промивочно-сушильна
19. 17,5 23 402,5 12 210
уст.
Промивочно-сушильна
20. 17,5 30 525 12 210
уст.
Автоматична монтажна
21. 8,4 6 50,4 17 142,8
уст.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Продовження табл.. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Автоматична монтажна
22. 8,4 11 92,4 17 142,8
уст.
Автоматична монтажна
23. 8,4 17 142,8 17 142,8
уст.
24. Загибочний верстат 0,5 23 11,5 17 8,5
25. Загибочний верстат 0,5 30 15 17 8,5
26. Загибочний верстат 0,5 7 3,5 20 10
27. Ванна з припоєм 71 12 852 20 1420
Насос промивочної
28. 14 18 252 20 280
установки
Насос промивочної
29. 14 25 350 20 280
установки
30. Насос чистої води 5,7 32 182,4 20 114
Насос травильної
31. 16,8 6 100,8 24 403,2
установки
Насос травильної
32. 16,8 11 184,8 24 403,2
установки
33. Вентилятор витяжний 6,2 17 105,4 24 148,8
34. Вентилятор витяжний 6,2 23 142,6 24 148,8
35. Вентилятор витяжний 6,2 30 186 24 148,8
36. Вентилятор витяжний 6,2 6 37,2 30 186
37. Вентилятор витяжний 6,2 12 74,4 30 186
38. Вентилятор витяжний 6,2 18 111,6 30 186
39. Вентилятор приточний 18 24 432 30 540
40. Вентилятор приточний 18 30 540 30 540
Розрахункові дані 482,5 - 7932 - 8800,8 15,3 10,3
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелами реактивної потужності.
На основі аналізу структури електроспоживання цеху приймаємо рішення
про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП, координати
ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховуємо.
Враховуючи всі вище вказані фактори які впливають на місце
розташування КТП, враховуючи також розрахований ЦЕН розташовуємо КТП
як найближче до ЦЕН.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв’язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства.
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
приймальними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ).
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в роботі,
повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з ладу одного
незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в роботі, повинне
забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії, які необхідні для
функціонування основних виробництв.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги протиаварійної
автоматики;
забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних робіт
на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднань.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
На основі узагальнюючих вище приведених міркувань, а також загальних
вимог до систем електропостачання, обираємо схему РУВН “110-5Н” –
прохідну двохтрансформаторну ГПП з двостороннім живленням при
необхідності збереження у роботі двох трансформаторів при КЗ (пошкодженні)
на ВЛ в нормальному режимі роботи ПС (при рівномірному графіку
навантажень, приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “110-5Н” підстанції 110/10 кВ
Вказаний підхід зберігається при виборі і обґрунтуванні схем РУНН.
В якості трансформаторної підстанції у цеховій мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування,забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
На рисунку 3.2 наведена електрична схема типової розподільчої установки
РУ НН 6 (10) кВ у складі цехової ТП.
Рисунок 3.2 – Схема РУ НН 6 (10) кВ у складі ТП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
N 2 N 2
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) , (3.1)
i i
S 2 2
ВН ГПП 0,9 (5154,4 95,3) (2701,2 476,61) 5069,1 кВ А.
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Рт 0,02 Sпр 0,02·4766,1 95,3 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·4766,1 476,61 квар.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
SВН ГПП 5069,1 1,4
Іроз = К
зав.Л 18,7 А, (3.2)
2 3 Uном 2 1,732 110
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);
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
18,7 А ≤1∙265 А,
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25.
2. 18,7 А <1.1,25.265 А;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [1] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
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 3555 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
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.3):
Рисунок 3.3 – Схема заміщення фази ділянки мережі
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:
P
I і Q
a ;А; I і . (3.6)
3 U p
і 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,
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jU//
ф
(3.8)
Uф2 (IaR IpX) j(I j
aX IpR) Uф1 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 Uф
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 23230 63/03-03 ПЗ 46
Зм Арк. № 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 QіX P R Q X
U 3 (Ia R Ip X) 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
X 0,144 lg cp 0,0157 Х/
0 0 Х/ /
0 , (3.15)
rпр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 47
Зм Арк. № 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
rпр
F F
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
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують співвідношення (3.6):
Pі 4554,9 Qі 2701,2
Ia 23,9 А; Ip 14,2 А.
3 Uі 1,73 110 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 55 км для провода марки АС 70:
R R0 L , R 0,132 55 =7,3 Ом,
X X 0 L , X = 0,3855= 20,9 Ом.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U /
ф 14,2 7,3 23,9 20,9 603,2 В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U//
ф
U/ /
ф 23,9 20,914,2 7,3 395,9 В.
модуль U1ф цієї напруги
Uф1= (110000+603,2)2 +(395,9)2 =110603,9 В,
та його фаза
U/ /
arctg ф 395,9
0,002 .
Uф2 U/
ф 110000 603,2
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 110603,9 110000 603,9 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктної
потужності
U
603,9
U ф
% 100% 100% 0,55%.
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 23230 63/03-03 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Головними вимогами при виборі трансформаторів ГПП є:
- забезпечення надійності електропостачання відповідно категорії споживача у
нормальних, аварійних і ремонтних умовах так, щоб трансформатор, що
залишився у роботі, забезпечував роботу підприємства на час заміни вибулого
трансформатора з урахуванням можливого обмеження навантаження без збитку
для діяльності підприємства і з використанням допустимого перевантаження;
- забезпечення мінімуму зведених затрат на трансформатори з
урахуванням динаміки росту електричних навантажень.
Розглянемо викладене детальніше. Надійність ГПП забезпечується такими
заходами [4]:
- число трансформаторів ГПП вибирається, виходячи з категорії
споживача:
I категорія - обов'язково два трансформатори;
II категорія - два трансформатори, але це вимагає обґрунтування на
техніко-економічному рівні;
III категорія - один трансформатор.
- навантажувальна здатність трансформатора перевіряється при
вимкненні одного трансформатора. При цьому враховується можливість
тривалого перевантаження трансформатора за рахунок:
а) добового недовантаження;
б) сезонного недовантаження.
Після виявлення усіх перерахованих показників варіантів, що
порівнюються, розглядають питання забезпечення необхідної надійності та
резервування електропостачання при аварійному виході з ладу одного із
трансформаторів.
- схема ГПП будується так, щоб усі її елементи постійно знаходилися
під навантаженням і споживачі І та II категорій мали два джерела
живлення, тобто обидва трансформатори незалежно від навантаження
мають бути постійно ввімкнені.
Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з
вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність
трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з
трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ,
якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 50
Зм Арк. № 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
Ртр 0,02 Sпр ; (4.1)
Qтр 0,1 Sпр , (4.2)
де Sпр. – наближено повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Рт 0,02 Sпр 0,02·4766,1 95,3 кВт,
Qт 0,1Sпр 0,1·4766,1 476,61 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (Р Р 2 2
0,38цеху i тр ) (Q Q ); (4.3)
0,38цеху i тр
SВН ГПП 0,9 (4554,9 95,3)2 (2701,2 476,61)2 5069,1 кВ А.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
тр ; (4.4)
2 0,7
5069,1
Sтр 3620,8 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 номінальною потужністю SномТ=6300 кВА, що
працювали б із допустимим перевантаженням Kз 1,08. Однак при перевірці
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 51
Зм Арк. № 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 6300 кВА з напругами UВН = 115 кВ; UНН=11 кВ. Марка вибраного
нами трансформатора ТМН 6300/110. Коефіцієнт завантаження в
післяаварійному режимі складе Kз.а 1,37, що згідно 8 допустимо впродовж
12 годин.
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
(S 2
i t
1 i )
К 1i
І (4.5)
S n
н.тр ti
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора
шт.;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
(2,31 1) (1,73 1) (1,73 2) (2,311) (4,15 1)
1 (4 3) (3,46 3) (3,46 3) (2,88 1) (2,311)
К
1 0,56 .
6,3 (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 t )
1 i i
К2
1i ; (4.6)
S m
н.тр ti
i1
` 1 ((5,19 2) (4,62 2) (5,77 3))
К2 0,36 .
6,3 (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 5069,1
К ``
2 0,72 .
6300
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2; 1,4≥0,72.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох трансформаторів)
для надійного електропостачання усіх або значної частини споживачів ПС
передбачається живлення від трансформатора, який залишився у роботі, в
межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна потужність
Sном Т =6300 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
6300 2534,6 .
На основі проведених розрахунків попередньо вибираємо трансформатор
ТМН–6300/110 із номінальними параметрами: Sном.Т=6,3МВА, Uном.В=115 кВ, =,
Uном.Н =11кВ, UКЗ =10,5%, ΔРХХ= 10 кВт, ΔРКЗ= 44 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 [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати об’єкта Sроз, згідно чого робиться
масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як
правило, освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками
систем розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [9].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від 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 густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
- при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600
кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1) Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК
QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.9)
де QНК1 та QНК2 – сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів на прикладі цеху
виготовлення стаціонарних радіостанцій.
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
ТПцеху
S ; (4.10)
S
де SТП – в даному випадку максимальне навантаження ТП 4, кВА;
S – площа приміщення, м2.
463,5
S 0,11 кВА .
4320 м2
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 4, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двохтрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
460,4
Nmin 0,5 2 шт ,
400 0,7
Економічну кількість трансформаторів Ne знаходимо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
N е N min m; (4.12)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [6] у
функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max .T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.13)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
SмТП 463,5
кз.ф , кз.ф 0,6; .
Ne Sн.тр 2 400
Qmax.T (2 0,6 400)2 460,42 135,8 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 204,8135,8 69 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QНК1≥0 квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності
у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
QHK 2 Q _
м QHK1 Nе S0,38 н.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
К1 К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми - рисунок
4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторів від РП 6-10 кВ, на
К
яких відсутні джерела реактивної потужності р1 [6]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [6].
QHK 2 204,8 69 0,44 2 400 216,2 0квар
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 ,
QНК=69+0=69 квар.
Орієнтуючись на двотрансформаторну комплектну трансформаторну
підстанцію внутрішньої установки (КТПВ) попередньо приймаємо до
встановлення два трансформатори типу ТМ номінальною потужністю ��ном.тр =
400 кВА та дві конденсаторні установки потужністю ��ККУ = 40 квар із
напругою живлення �� = 0,38 кВ кожна.
Приймаємо згідно ПУЕ глава 5.6, дві конденсаторні установки марки УК2-
0,415-40 Т3 потужністю Qкку=40 квар і напругою живлення U=0,4 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 59
Зм Арк. № 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 даного
району з урахуванням балансу реактивної потужності, виходячи із допустимих
меж коливань напруги та спотворення форм кривої напруги і струму,
встановлених ДСТУ EN 50160 та [14].
Вибір засобів компенсації виконується одночасно з вибором усіх елементів
живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і післяаварійного
режимів роботи [10].
В якості засобів компенсації реактивної потужності приймають батареї
низьковольтних і високовольтних конденсаторів напругою 0,4 кВ і 6 (10) кВ
відповідно та синхронні електродвигуни 6 (10) кВ, статичних тиристорних
компенсаторів.
Під час вибору компенсуючого пристрою враховувалось:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконувавсь одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і післяаварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількість і потужність нерегульованих конденсаторних батарей
приймалося за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням технічних
умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної потужності,
яка генерується усіма конденсаторними установками підприємства, шляхом
різночасного увімкнення окремих батарей у відповідності з графіком
навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднують до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або на
головній дільниці магістрального шинопроводу допускається лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю годин
роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна потужність Qек ,
що погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої установки
10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів, визначається за виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми
(для нашого випадку кнс =0,89)
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Qвк 0,92 2701,2 476,61151,7 1440 1370 квар.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [10] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ57-10,5-750 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=1500 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
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;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
Живлення трансформаторних підстанцій окремих корпусів відбувається з
РП 10(6) кВ підстанції підприємства за допомогою кабельних ліній. В більшості
випадків використовуються магістральні схеми живлення підстанцій, при
цьому від кожної магістралі може живитися до 3-4 трансформаторних
підстанцій в залежності від потужності трансформаторів. Для окремо
розташованих, а також дуже відповідальних споживачів можуть
використовуватися радіальні схеми живлення.
На підприємствах значної електричної потужності (потужність
трансформатора ГПП 6,3 МВА і вище) доцільно проводити розукрупнення
підстанцій, тобто використовувати додаткові розподільчі пункти 10(6) кВ, які
живляться від розподільчого пункту ГПП двома кабельними лініями. Така
підстанція повинна розташовуватися в центрі навантаження частини підпри-
ємства. При використанні високовольтних двигунів доцільно в цехах, де вони
встановлені, передбачати додатковий розподільчий пункт, щоб скоротити
мережу живлення для кожного двигуна. Від цієї підстанції можна живити
розташовані поблизу підстанції.
Прийняття додаткових розподільчих пунктів 10(6) кВ повинно мати
економічне обґрунтування. При прийнятті в проєкті додаткового розподільчого
пункту 10(6) кВ слід враховувати економічні показники:
для схеми з додатковим РП 10(6) кВ;
– збільшення апаратів високої напруги (2 ввідні комірки шиноз'єднувальні, 2
комірки вимірювальних трансформаторів, 1 резервна комірка фідерна);
– річна вартість амортизаційних відрахувань на вказане електрообладнання;
– амортизаційні відрахування на долю будівлі для встановлення
електрообладнання;
для схеми без додаткового розподільчого пункту:
– збільшення довжини кабельних ліній на відстань від РП підстанції до
додаткового РП для підстанцій і високовольтних двигунів, що намічалося
живити від додаткового РП - річна вартість амортизаційних відрахувань на
вказані кабелі;
– збільшення втрат електричної енергії за рахунок збільшення довжини
вказаних кабелів – вартість втрат енергії у вказаних кабелях.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною густиною
струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах, на допустиму втрату напруги і на
термічну стійкість до струмів короткого замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
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
i max 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Для прикладу виконаємо розрахунки для ТП4
Рmax 10= 460,4+ 0,02 400=468,4 кВт,
Qmax 10= 204,8+ 0,1400 244,8 квар,
S 2 2
Л _ ТП4 468,4 244,8 528,5кВА.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Так як у нас радіальна система, у якої кожний окремий трансформатор
живиться по окремої лінії, для двохтрансформаторних заносимо значення
1 1
Рм10, Qм10 .
2 2
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для
визначення перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№ ТП Р0,38, Q0,38, Sном.т, Рмах10, Q
мах10, Sл,
кВт квар кВ∙А кВт квар кВ∙А
ТП1 477,2 266,6 400 485,2 306,6 573,9
ТП2 772,3 422,5 1000 792,3 522,5 949,1
ТП3 873,5 515,2 630 886,1 578,2 1058,1
ТП4 460,4 204,8 400 468,4 244,8 528,5
ТП5 347,1 201,7 400 355,1 241,7 429,6
ТП6 676,9 394,7 1000 696,9 494,7 854,6
ТП7 992,1 695,7 630 1004,7 758,7 1259
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 .
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 4, який обрано у якості прикладу
528,5
Iр.Л,(ТП4) 30,6 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2.
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо до таблиці 5.2.
І 30,6
Fек 21,8мм2.
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(3×16) Ідоп.л=75 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи
2 30,6 75 1,04 0,87 1,2585 А,
тобто умова виконується.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
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 cosφ x0 sin φ);
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де L – довжина лінії, км; r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний
опір лінії, Ом/км; cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
ΔU 3 30,6 0,15 (2,4 0,88 0,084 0,46) 19,23 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, Іроз Л, Fек, Iдоп, Прийнята F, мм2
м кВ∙А А мм2 А
ГПП-ТП1 100 573,9 33,2 23,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП2 140 949,1 54,9 39,2 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 190 1058,1 61,2 43,7 115 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП4 150 528,5 30,6 21,8 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП5 290 429,6 24,8 17,7 75 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП6 270 854,6 49,4 35,3 90 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП7 210 1259 72,8 52 140 АСБГ(3×50)
ГПП-БСК10 10 750 52 37,2 115 АСБГ(3×35)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 69
Зм Арк. № 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
K1 Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
K2 К2
Л1 K3 Л2 K4 Л3 K5
Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-3 ТП-4 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 23230 63/03-03 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
100
Iб1 0,5 ,
3 115
100
Iб1 5,5.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х = =0,083.
с 1300
– повітряної лінії 110, кВ
S
R*л r б
0л lл ,
U2
б1
100
Rпл 0,38 55 0,187;
1152
S
X*л x0л lл
б ,
U2
б1
100
Х пл 0,06 55 0,029.
1152
– трансформатора ГПП
U S
Х тр
кз б ,
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х = =1,66.
тр
100 6,3
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 71
Зм Арк. № 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 R 2
сум(К1) сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,29 кА.
0,1132 0,187 2
Х сум(К1) Х с Хпл ,
Х сум(К1) 0,083 0,029 0,113 ;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,187 .
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) ,
0,187
3,14( )
к 0,113
уд(К1) 1 2,718 1,07
і уд(К1) 2 2,29 1,07 3,44 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 R 2
сум(К2) сум(К2)
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5,5
Ікз(К2) 3,07 кА
1,7792 0,187 2
Х сум(К2) Х с Хпл Х тр ,
Х сум(К2) 0,083 0,029 1,66 1,779 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
і уд(К2) 2 3,07 1 4,32 кА,
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,187
3,14( )
к 1 2,718 1,779
уд(К2) 1.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х 2
сум(К3) R 2
сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,17 кА.
1,8512 1,727 2
Х сум(К3) Х с Хпл Х тр Х л1 ,
Х сум(К3) 0,083 0,029 1,66 0,072 1,851;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,187 1,54 1,727 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
і уд(К3) 2 2,17 1,04 3,16 кА.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К3)
уд(К3) ,
1,727
3,14( )
к уд(К3) 1 2,718 1,851 1,04.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х 2
сум(К4) R 2
сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 1,75 кА.
1,8362 2,542
Х сум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Х сум(К4) 0,083 0,029 1,66 0,084 1,836 ;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,187 2,4 2,54 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
і уд(К4) 2 1,75 1,06 2,6 кА.
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
2,54
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,83 1,06 .
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка КЗ Хсум.і, в.о. Rсум.і, в.о. Zсум.і, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,113 0,187 0,22 2,29 3,44
К2 1,779 0,187 1,79 3,07 4,32
К3 1,851 1,727 2,53 2,17 3,16
К4 1,836 2,54 3,14 1,75 2,6
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
х л0 n x пл ,
де - коефіцієнт n в залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
дволанцюгової лінії без тросів.
хл0 3,5 0,029 0,1.
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
к k S3
к ,
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1=1,5 1300=1800 кВА.
к
Струм однофазного КЗ, на шинах заводської підстанції визначаємо виразом:
1
I 1
Sк
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції, U1=110 кВ.
I 1
1800
kc 9,5кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xco 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
(1) с2 ,
Ікс
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,083 0,083 1,58 Ом.
9,5
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму КЗ, як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о ,
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
х 0 1,2 .
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
Струм однофазного КЗ, у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 ,
х рез1 х рез2 х о
хрез1 хрез2 хс1 хл1,
(1) 3 1 5,5
ІkА1 19,3 (кА)
0,06 0,06 0,7
х рез1 0,083 0,029 0,113.
І (1) 3 1 5,5
kА1 12,3 кА .
0,113 0,113 1,1
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Головна понижувальна підстанція (наведена на листі № 3 графічної
частини) складається:
- з двох понижувальних трансформаторів ТМН-6300/110.
- вимірювальних трансформаторів струму і напруг;
- розподільних установок;
- апаратури керування;
- апаратури захисту.
Знижувальні трансформаторні підстанції електроенергетичних систем за
призначенням поділяються на:
• районні;
• місцеві.
Районні підстанції живляться від ліній високої напруги 220…750 кВ і
призначені для постачання електроенергії великим районам з потужними
споживачами або для доставки електроенергії до найближчих пунктів
перетворення її параметрів, тобто до суміжних підстанцій. Вторинна напруга
районної ПС становить 35…110 кВ.
Високовольтне електрообладнання районної ПС розміщається, переважно,
на відкритій площадці. Трансформатори та вимикачі монтуються на бетонній
основі, а решта обладнання (роз’єднувачі, розрядники, вимірювальні
трансформатори, збірні шини) монтуються на стальних конструкціях.
Місцеві підстанції живляться від ліній 35…110 кВ, тобто від ліній
вторинної напруги районних ПС і призначені для постачання електроенергії
споживачам, які розташовані неподалік, що є випадком для нашої системи
електропостачання. Вторинна напруга місцевих ПС становить 6…10 кВ.
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
метою перетворення параметрів чи споживання електроенергії, тобто до
суміжних підстанцій.
Схеми розподільних установок електричних станцій та підстанцій складні.
Основним їхнім елементом є шини (система металевих штаб, труб або проводів,
до яких приєднані відгалуження) та вмикачі (основні комутаційні апарати
призначені для вмикання ЛЕП та їх вимикання у нормальних і аварійних
режимах).
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
При цьому як розрахунковий тип КЗ слід приймати трифазне коротке
замикання - для визначення електродинамічної та термічної стійкості апаратів;
для вибору апаратів за комутаційною здатністю - за більшим із значень, які ми
отримали для випадків трифазного і однофазного КЗ [12].
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.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Imax=30,4 А Iн=2500 А
іуд =2,93 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,29 кА Iвідкл. =40 кА
В 2
к І t t ф 3,442 0,035 0,414 Вк Іт tт 102 0, 035 3,57
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 к.з;
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
Imax=30,4 А Iн=1000 А
іуд =2,93 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,29 кА It.cт. =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.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження типу BB/TEL-10-/1000 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.
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки BB/TEL-10-1000
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=262,9 А Iн=1000 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,05 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 2
к t t ф 4,3 0,12 2,2 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
S
І розр
мах(ввід) ,
3 10,5
4766,1
Імах(ввід) 262,9 А.
3 10,5
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки BB/TEL-10-20/630
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)= 131,5 А Iн=630 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,05 кА Iвідкл. =20 кА
В І2
к t t 2
ф 4,3 0,12 2,2 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
де Imax(секційний) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
0,5 S
І розр
мах(секційний) ,
3 10,5
0,5 4766,1
Імах(секційний) 131,5 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
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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; (400/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)= 262,9 А Iн=400 А
іуд =4,3 кА ід= 70 кА
Вк І2
t t ф 4,32 0,12 2,2 В І2
к t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл 7
rприл , rприл 0,28 .
I2
2Н 52
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 ВА.
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S 2
2 Н I2 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 .
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 (Ом), 0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
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
котушкою, Вт tg P, Q, S,
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
буде працювати з допустимою похибкою.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
І t
Fmin
t ф
, (7.5)
С
де tф – фіктивний термін дії КЗ;
C – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А с / мм2 [12].
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити за приблизним виразом
tпр tзах tвідкл , (7.6)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії відключаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
3160 0,2
Fmin 16,7 мм2 .
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії ГПП-ТП4 має переріз F=16 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 23230 63/03-03 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
В процесі експлуатації цехова мережа повинна відповідати вимогам
надійності, можливості росту навантаження, економічності, можливості зміни
місця розташування електроприймачів, безпеці та зручності експлуатації.
Крім вказаних вимог до цехових мереж при її проєктуванні і монтажу слід
враховувати умови оточуючого середовища, ступінь відповідальності
установки, ступінь пожежонебезпечності, індустріальності виконання монтажу.
Найважливішою умовою безпеки мереж і зручності їх обслуговування є
правильний їх вибір, який залежить також від технологічного призначення
приміщень цехів. Різноманітні місцеві фактори також впливають на
конфігурацію та схему цехової мережі.
При проєктуванні розподілу електроенергії в цехах головне завдання
полягає у виборі раціональної схеми мережі. Розподіл електричної енергії в
цехових мережах може виконуватися за магістральною, радіальною, змішаною
чи замкнутою схемою залежно від територіального розміщення навантажень, їх
величини, від необхідності високого ступеня надійності живлення та інших
характерних особливостей об'єкта, що проєктується.
Магістральні схеми широко застосовуються в приміщеннях з нормальним
середовищем і рівномірним розподілом технологічного обладнання.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 86
Зм Арк. № 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.
З урахуванням приведеного вище міркування оберемо схему
електропостачання споживачів цеху та розподілимо їх по відповідним РП,
беручі до уваги технологічні зв'язки, місце розташування обладнання, план
цеху та інші фактори.
При розподілі споживачів по РП використаємо результати розрахунків
електричних навантажень обраного у якості прикладу механообробного цеху
приведених в пункті 1.2.
Враховуючи всі вище приведені міркування, обираємо для живлення
цехових споживачів радіальну схему електропостачання, перевагою якої є
більш висока надійність і зручність експлуатації Схема, що відповідає
приведеним вище критеріям, представлена на рис 8.1.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [7].
В світлотехнічної частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок загального рівномірного освітлення цеху проводиться методом
світлового потоку (методом коефіцієнта використання).
��з ∙ �� ∙ �� ∙ ��
Ф = , (8.1)
�� ∙ ��
де��з– коефіцієнт запасу, визначається за довідником; ��з = 1,5 [7];
�� – мінімальна освітленість; �� = 200 лк;
S – площа освітлювального приміщення; �� = 4320 м ;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення:
�� = = 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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
світильниками
Lв λе h, (8.2)
Lв 13,8 3,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.3)
L2
в
60 72
N 128,4
2 шт.
5,8
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.
60 72
і 5,64.
5,8 (60 72)
1,6 200 4320 1,1
Ф 15580лм.
128 0,76
Приймаю до встановлення 128 світильників типу ЛСП з чотирма лампами
типу Feron LB-65 Рл=0,065 кВт, що має світловий потік Фл=4300 лм. Загальний
світловий потік від світильника, з чотирма лампами, буде становити Фсв=17200
лм. Приклад розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників в цеху
Виконаємо перевірку правильності вибору джерела освітлення цеху, в
найбільш характерній точці, за точковим методом по кривим просторовим
ізолюкс, згідно виразу:
n
Фсв ei
Е i1 ,
10000 k з
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
μ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників, μ=1,1-1,2;
n
e i - сума освітленості від світильників, лк;
i1
17200 1,1 200
Е 236,5 лк.
10000 1,6
8.2.3. Електропостачання освітлювальних установок
Напруга освітлювальних мереж. Відповідно до «Правил улаштування
електроустановок» для живлення світильників загального освітлення повинна
застосовуватись напруга не вище 380/220 В змінного струму при заземленій
нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах
постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечний має
застосовуватись напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
- необхідний рівень надійності живлення;
- регламентовані рівнів напруги і постійність напруги джерела живлення;
- простоту і зручність експлуатації;
- економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів
обмежується випадками, коли характер силового навантаження не дає
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 В або
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живлячі і групові лінії. Живляча
лінія з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення. Групові лінії
служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
- для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
- для люмінесцентних ламп – до 50;
- для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними (1ф
+ N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N), трифазними
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
(3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60 м,
довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100-200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих
пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали
найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
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.
При двохтрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора
робочого освітлення (рисунок 8.5).
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції: 1 – групові щитки робочого освітлення; 2
– щиток аварійного освітлення
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення.
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на підставі
світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості світильників,
тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз, кВт) визначається за виразом
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
п
Рроз кп Рном.і ,
і1
де кп– коефіцієнт попиту;
п
Рном.і – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і1
п – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
п
Рроз кп кдод Рном.і ,
і1
128
Рроз 11,12 4 0,065 33,3 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 перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим струмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму. Межі нагрівання суворо нормується ПУЕ [1], при цьому кожному
перерізу проводу або кабелю в залежності від його конструкції і роду
прокладання відповідає допустимий нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користуються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Ідоп І роз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
- для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Рроз 103
І роз ;
Uф cos
- для двофазних трипровідних мереж (2ф + N)
Р 103
І роз
роз ;
2 Uф cos
- для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N)
Р 103
роз Р 3
І роз 10
роз .
3 U л cos 3 Uф cos
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.
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:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Р 3
І роз 10 33,3
роз 56,2 А.
3 Uф cos 3 0,38 0,9
Згідно отриманих даних обираємо переріз живлячого провідника щитка
освітлення за співвідношенням
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз
Ідоп = 1,25 ∙ Іроз = 1,25 ∙ 56,2 = 70,3 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 ГОСТ 13109-97 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:
∆��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.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 ∙ 5,5
�� = = 1,37%;
400
�� = 4,5 − 1,37 = 4,28 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,39 ∙ 0,9 +4,28 ∙ 0,44) = 2,7 %;
∆��м = 105 − 2,7 − 97,5 = 4,8 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.10)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� – 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
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 4,45 + 12 ∙ 4,45 + 18 ∙ 4,45 + 24 ∙ 4,45 + 30 ∙ 4,45 + 36 ∙ 4,45 + 42
∙ 4,45 = 747,6 кВт ∙ м;
747,6
∆�� = = 0,8 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці не
перевищує 5%.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шино проводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електричної мережі номінальна напруга мережі Iном, результати розрахунку
навантаження цеху (розділ 1).
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 - 5000;
- відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
- збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і закритих
розподільчих установок всіх напруг;
- мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3-5 років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає: вибір по
умовам теплового нагріву; по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
термічну стійкість до струмів короткого замикання; втрати напруги; механічна
міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються перерізи
з умов механічної міцності для алюмінієвих F> 35 мм2 і стальних F>25 мм2.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму, від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження, від
температури умов оточуючого середовища, характеру приміщення і типу
ізоляції провідника. Попередньо необхідно обрати марку провідника,
визначитися з умовами його прокладання, а потім виконати розрахунок.
Переріз провідника цехової мережі обирається за розрахунковим струмом
таким чином, щоб провідники при струмах навантаження, які відповідають
роботі у тривалому режимі і умовам нормованої для них температури
середовища, не перегрівалися більше допустимих.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Іроз .
Основним завданням розрахунку цехових електричних мереж є вибір
перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних апаратів.
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношення
Р
I ном
розр ,
3 Uном cos
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Uн = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення:
I роз К у.п Iн.доп.л .
де Iн.доп.л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
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 роз макс. доп.кабелю
Марка
А А А
Компресор 106,5 133,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Тельфер 35,4 44,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Револьверний диркопробивн.верстат 53,3 66,7 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Гільйотинний ніж 21,7 27,2 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор утилізаційний 38 47,5 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Свердлильний автомат 53,7 67,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Автомат. трафаретний принтер 9,4 11,8 19 АВВГ(4×2,5)
Травильна установка 16,5 20,6 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Промивочно-сушильна уст. 28,3 35,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Автоматична монтажна уст. 13,7 17,2 19 АВВГ(4×2,5)
Загибочний верстат 0,9 1,1 19 АВВГ(4×2,5)
Ванна з припоєм 113,7 142,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Насос промивочної установки 25,7 32,1 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Насос чистої води 10,4 13,1 19 АВВГ(4×2,5)
Насос травильної установки 29,4 36,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Вентилятор витяжний 10,7 13,4 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 31,1 38,9 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Роторейзер (220 В) 2,55 3,3 32 АПвВГ (2х2,5)
Паяльник (220 В) 6,8 8,5 32 АПвВГ (2х2,5)
Щиток освітлення ЩО 56,2 70,3 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
приєднані до РП, який визначається за виразом
��роз.РП = ��роз ∙ ��П, (8.12)
де ��П – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі [10].
Для інших РП розрахунок здійснюється аналогічно, отримані значення
заношу до таблиці 8.2.
Робимо послідуючі розрахунки так само, дані заносимо в таблицю 8.2.
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу кабелів та шинопроводів
I , I , I ,
Найменування РП роз.РП макс. доп.кабелю
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 248 310 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-2 63,2 79 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-3 63,2 79 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-4 122,5 153,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-5 122,5 153,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-6 122,5 153,1 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Розподільчий пункт РП-7 120,6 150,8 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Конденсаторна установка 76 83,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
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
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7.
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.
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення
U UЦЖ(%) UТ(%) - U(%),
де UЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менше ніж переріз кабелю від шин ТП до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тим
більше будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою
U UЛ2 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Втрати напруги UТ на цеховому трансформаторі
S
UТ max (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
U 2
р UКЗ - U2
а – реактивна складова напруги КЗ.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Значення РКЗ , UКЗ – каталожні дані для конкретного трансформатора,
1
значення Smax як правило, лежить в діапазоніSmax SТП S
2 ТП .
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U2 U 2
1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.3.
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
Sном 400
��р = = = 23,1 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повнапотужність цеху кВа;
��кл – довжина кабеля, який живить споживача; ��кл = 300 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки
АВВГ(3х6) Ідоп=50 А, �� = 1,1 Ом/км, �� = 0,068 Ом/км .
∆��л = √3 ∙ 23,1 ∙ 0,3 ∙ (3,84 ∙ 0,9 + 0,088 ∙ 0,3) = 41,8 В;
41,8
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,42 %;
10 ∙ 10
100 − 0,42 − 1,91 = 97,6 ≥ 95 %.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
Іроз,РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). Іроз, РП визначається за виразом
Іроз,РП Іном КП ,
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Вибір розподільчого пункту
Пункт розподільний ПР11 (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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
апарати даних і інших моделей за цінами виробника.
Розрахований на номінальну напругу Uном =660 В.
Кількість автоматичних вимикачів для встановлення становить,
- трьохполюсних від 10 до 63 А, – 9 шт;
- трьохполюсних від 160 до 250 А, - 3 шт.
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 [12]. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ,
необхідних для вибору і перевірки електрообладнання за умовами КЗ, для
вибору комутаційних апаратів, 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:
– початкове значення періодичної складової струму КЗ;
– аперіодична складова струму КЗ;
– ударний струм КЗ;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– 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:
– 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.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
– 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.
Відповідно до цільового призначення розрахункунеобхідно 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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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).
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.
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.
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 �� .
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:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��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)
�� ��
де �� – номінальна потужність трансформатора, кВА;
��КЗ – втрати короткого замикання, кВт;
��НН – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора, кВ;
��к – напруга короткого замикання, %.
5,5 ∙ 0,4
�� = ∙ 10 = 5,5 мОм;
400
100 ∙ 5,5 0,4
�� = 4,5 − ∙ ∙ 10 = 4,49 мОм.
400 400
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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;
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;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
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]:
rQ1= 0,14 мОм;
rР= 0,2 мОм;
rQF1= 0,25 мОм;
rQF2= 0,65 мОм;
rQF3=2,15 мОм;
XQ1=0,1 мОм;
XР=0,11 мОм;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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:
�� = 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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ланцюга «трансформатор цехової КТП - точка КЗ».
�� (К ) = �� + ��ТА + ��Р + ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + �� + ��
+ +�� + �� + �� ;
�� (К ) = 0,14 + 1,7 + 0,2 + 5,5 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9
+ 2,15 + 0,1 + 12 = 48,4 мОм.
Х (К ) = Х + ХТА + ХР + ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,1 + 2,7 + 0,11 + 0,44 + 4,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 + 1,2 + 0,42
= 18,33 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «ввідний автомат 10
кВ – точка К4 (споживач поз. 1)
�� (К ) = 48,4 + 18,33 = 51,7 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(К3)) у точці (К4)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 4461 А.
√3 ∙ 51,7 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «ввідний автомат 10 кВ - точка К3 (РП-1)».
�� (К ) = �� + ��ТА + ��Р + ��Т + ��К + �� + �� + �� + �� + �� + �� + ��
+ �� ;
�� (К ) = 0,14 + 1,7 + 0,2 + 5,5 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 + 1 + 0,65 + 1 + 0,1 + 18,9
= 33,14 мОм.
Х (К ) = Х + ХТА + ХР + ХС + ХТ + Х + Х + Х + Х ;
Х (К ) = 0,1 + 2,7 + 0,11 + 00,44 + 4,49 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 5,9 = 16,71 мОм.
�� (К ) = 33,14 + 116,71 = 37,11 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 6214 А.
√3 ∙ 37,11 ∙ 10
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «ввідний автомат 10 кВ - точка К2 (шини 0,4 кВ в КТП)».
�� (К ) = �� + ��ТА + ��Р + ��Т + ��К + �� + �� + �� ;
�� (К ) = 0,14 + 1,7 + 0,2 + 5,5 + 1 + 0,25 + 1 + 1,7 = 12,49 мОм.
Х (К ) = Х + ХТА + ХР + ХС + ХТ + Х + Х ;
Х (К ) = 0,1 + 2,7 + 0,11 + 0,44 + 4,49 + 0,1 + 2,7 = 10,64 мОм.
�� (К ) = 12,49 + 10,64 = 16,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К2)
1,05 ∙ 380
ІКЗ(К ) = = 14063 А.
√3 ∙ 16,4 ∙ 10
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «ввідний автомат 10 кВ - точка К1 (ввід цехового трансформатора
10/0,4 кВ)».
�� (К ) = �� + ��ТА + ��Р
�� (К ) = 0,14 + 1,7 + 0,2 = 2,04 мОм.
Х (К ) = Х + ХТА + ХР;
Х (К ) = 0,1 + 2,7 + 0,11 = 2,91 мОм.
�� (К ) = 2,04 + 2,91 = 3,55 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К1)
1,05 ∙ 10000
ІКЗ(К ) = = 1709 А.
√3 ∙ 3,55 ∙ 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:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� = √2 ∙ ��п ; (8.16)
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 1709 = 2,4 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 14063 = 19,8 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 6214 = 8,7 кА.
�� (К ) = √2 ∙ ��п (К ) = √2 ∙ 4461 = 6,3 кА.
Ударний струм трифазного КЗ:
��уд = √2 ∙ ��п ∙ ��уд, (8.17)
де ��уд– ударний коефіцієнт, що визначається за співвідношенням, для
кожної точки окремо
Rсум
3,14( )
Х
к 1 е сум
уд ,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,11,
,
, ( )
��уд(К ) = 1 + 2,718 , = 1,03,
,
, ( )
�� = 1 + 2,718 ,
уд(К ) = 1,0.
,
, ( )
�� ,
уд(К ) = 1 + 2,718 = 1,0.
��уд(К ) = √2 ∙ 2,4 ∙ 1,11 = 3,75 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 19,8 ∙ 1,03 = 28,7 кА,
��уд(К ) = √2 ∙ 8,7 ∙ 1,0 = 12,2 кА.
��уд(К ) = √2 ∙ 6,3 ∙ 1,0 = 8,8 кА.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 2,04 2,91 1,7 2,4 3,75
К2 12,49 10,64 14,1 19,8 28,7
К3 33,14 16,71 6,2 8,7 12,2
К4 48,4 18,3 4,4 6,3 8,8
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�� + �� )
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
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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 розташування апаратів
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
захисту.
У якості апаратів захисту, як правило, мають застосовуватися автоматичні
вимикачі або запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені
більш досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При
виборі автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три- і
чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, умов експлуатації,
експлуатаційних вимог: селективності відключення, вимогам до дистанційного
керування та індикації і тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу,
користуватися технічною документацією на конкретні апарати. При виборі
уставок струму автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в
характеристиках і погрішності у роботі розчеплювачів.
Існують наступні вимоги до вибору автоматичних вимикачів, яких слід
дотримуватися при виконанні випускної роботи бакалавра:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні струми
КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчеплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, що
захищається
Iном.роз. Iроз ;
автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному режимі
роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчеплювача, що регулюються, слід обирати за умовою
Iном.роз (1,11,3) Iроз ,
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчеплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елемента, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це досягається
вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного розчеплювача за
умовою
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Iном.розч.е (1,251,35) iп ,
де іп – пікове навантаження елементу, що захищається.
Іп – пікове навантаження групи елементів, що захищається.
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.5.
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 ГОСТ 14254-2015 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА, що виконані в стандарті DIN, для
струму електромагнітного розчеплювача в залежності від характеристики
(С, В чи D) виконується співвідношення:
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.Ір Тип І , І
Найменування обладнання н н.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Компресор 106,5 117,1 ВА88-32 125 125 1250
Тельфер 35,4 39 ВА47-29 63 40 500
Револьверн. диркопробивн.верс. 53,3 58,7 ВА47-29 63 63 500
Гільйотинний ніж 21,7 23,9 ВА47-29 63 25 500
Вентилятор утилізаційний 38 41,8 ВА47-29 63 50 500
Свердлильний автомат 53,7 59 ВА47-29 63 63 500
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 8.5
1 2 3 4 5 6 7
Автомат. трафаретний принтер 9,4 10,3 ВА47-29 63 13 500
Травильна установка 16,5 18,2 ВА47-29 63 20 500
Промивочно-сушильна уст. 28,3 31,2 ВА47-29 63 32 500
Автоматична монтажна уст. 13,7 15,1 ВА47-29 63 16 500
Загибочний верстат 0,9 1 ВА47-29 63 1,6 500
Ванна з припоєм 113,7 125,1 ВА88-33 160 160 1600
Насос промивочної установки 25,7 28,2 ВА47-29 63 32 500
Насос чистої води 10,4 11,5 ВА47-29 63 13 500
Насос травильної установки 29,4 32,3 ВА47-29 63 40 500
Вентилятор витяжний 10,7 11,8 ВА47-29 63 13 500
Вентилятор приточний 31,1 34,2 ВА47-29 63 40 500
Паяльник 6,8 7,48 ВА47-29 63 3 50
Щиток освітлення ЩО 56,2 61,8 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-1 248 272,8 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-2 63,2 69,5 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-3 63,2 69,5 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-4 122,5 134,7 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-5 122,5 134,7 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-6 122,5 134,7 ВА88-33 160 160 1600
Розподільчий пункт РП-7 120,6 132,6 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 76 95 ВА47-100 100 10 1000
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 якої Ір=113,7 А, Ідоп.л=160 А, Ізах=160А.
1 ∙ 160 ≥ 1 ∙ 160 А.
Таким чином мережа захищена.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t tзах tвим ,
де tзах – час дії захисту ;
tвим – час вимикання апарату;
2) усталене значення струму КЗ, І ;
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t.
Приведений час tпр визначається складовими часу періодичної tпр(п) і
аперіодичною tпр(а) складових струму КЗ:
tпр tпр(п) tпр(а) .
Значення tпр(п) при дійсному часу t 5 c знаходиться по кривих
залежності t f // , де // I//
прп / 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 1c величину tпра не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
формулою
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
I t
пр
Smin ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику
після і до КЗ.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
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:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��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 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
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тим, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.10 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування. Для нашого цеху з урахуванням
приведених вище міркувань обираємо комплектну трансформаторну
підстанцію 2КТПЦ ТОВ «УкрЕЛКОМ ЛТД» [14].
Обрана двотрансформаторна підстанція 2КТПЦ–400/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції 2КТПЦ–400/10/0,4–04 У3:
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Кожух виводів силового трансформатору.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.10 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання: шафа вимикача робочого вводу; шафа секційного
вимикача; шафа ввідних ліній; шафа автоматизованої конденсаторної
установки; шафа управління.
Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне дворядне виконання.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи секційного
вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
приведено на рисунку 8.14.
В таблиці 8.6 приведені основні технічні характеристики
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних
відсік збірних шин; 3 – клапан шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного
розвантаження; 4 – відсік клемного блоку; 5 блоку; 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік
– відсік секційного вимикача; 6 – відсік шинок управління
релейного блоку; 7 – відсік шинок управління;
8 – відсік шин
Таблиця 8.6 – Технічні характеристики 2КТПЦ-400/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 400
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.14 – Загальний вид трансформатора серії ТМЗ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
- температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
- висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
- середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
- оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить
вибухонебезпечного пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть
пошкодити метали та ізоляцію;
- верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25
°С;
- атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.7 – Класифікація виконання 2КТПЦ-400/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора масляного трансформатора типу
ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Шафи високовольтного вводу з вакуумними вимикачами типу BB/TEL-
6(10) призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму
з ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
- вимикачем вакуумним типу BB/TEL-10-20/630 У2;
- роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
- трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установки конденсаторні для компенсації реактивної потужності УК2-
0,415-40 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
- підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
- знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
- збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 IНДИВIДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ
Релейний захист шин цехової трансформаторної підстанції
9.1 Типи і особливості виконання захистів
Для захисту від багатофазних КЗ передбачається максимальний струмовий
захист на стороні НН трансформатора, на вимикачі живлячої лінії, в двух- або
трифазному двохрелейному виконанні 5. Як вимірювальні органи можуть
бути використані електромагнітні реле серії РТ-40, якщо при відповідній
відбудові від кидків струму намагнічення вдається забезпечити необхідну
чутливість, або реле типа РНТ-565 (як правило для диференціального захисту
мереж).
Максимальний струмовий захист ланцюгів НН в трифазному
двохрелейному виконанні забезпечує кращу в порівнянні із захистом на стороні
ВН технологічного оснащення, чутливість до замикань на виводах НН реле
струму і в короткій мережі. Захист діє без витримки часу на відключення.
Представлена на рисунку 3.1 схема захисту шин на стороні 0,4 кВ, має
автоматичний блок спрацювання при знеструмлені однієї з гілок живлення. Ця
схема працює наступним чином.
При зникненні напруги, наприклад на першій секції шин 0,4 кВ в
результаті аварійного відключення трансформатора ТМ1, автоматичний
вимикач Q1 втрачає живлення, тим самим обезтрумлює котушку проміжного
реле KL1, котра замикає контакт KL1.1, тим самим подаючи сигнал на
вмикання вимикача Q3. Вимикач вмикається подаючи напругу на першу
секціюб шин від силового трансформатора ТМ2. Дана схема передбачає
заборону вмикання секційного вимикача Q3, при знеструмлені схеми при
виникненні сталого к.з на одній із секцій шин, за допомогою блок-контактів
проміжного реле KL3.2, KL4.2.
9.2 Розрахунок струмів спрацювання захисної комутаційної апаратури
Схема релейного захисту ввідного шинопроводу 0,4 кВ. Згідно приведеній
схемі (рисунок 9.1) розглянемо принцип роботи струмового захисту
Дана схема передбачає максимальний струмовий захист як на стороні 0,4
кВ. Струмовий захист виконано на реле типу РТ-40, з позиціями КА1...КА4.
Даний захист спрацьовує миттєво, тим самим відключаючи вимикач заданої
позиції.
Також в нашій схемі передбачено захист від перевантаження, що
виконаний на базі реле струму РТ-80, КА5...КА6, та реле часу КТ1...КТ2. Даний
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
захист спрацьовує з витримкою часу при спрацюванні, даючи змогу
безперешкодно переносити короткочасні перевантаження. Цей захист
спрацьовує з витримкою часу в 0,6 С.
10 кВ 10 кВ
Т1 Т2
Q2
TA1 Q1
TA3
A A
ШМ1 ШМ2
TA2 TA4
C
Q3 C
КА1 КА3
FU1 FU2
КА5 КА2 КА6 КА4
TV1 TV2
PV PV PV PV
KL1 KL2
KQ2.1 KL3.1 KQ1.1 KL4.1
SA1 KQ1 SA2 KQ2
KТ1.1 KТ2.1
KQ3.1 KQ3.2
KQ3
KL1.1
KL2.1 KL3.2 KL2.2 KL1.2 KL2.3
KL4.2 KL1.3 KL1.4 KL2.4
КL3 КL3
КА1.1 КА3.1
КА2.1 КА4.1
КT1
КА5.1 КT1
КА6.1
Рисунок 9.1 - Схема релейного захисту ввідного шинопроводу 0,4 кВ
Визначимо номінальний струм вторинної обмотки трансформаторів
S
І ном.т
ном ;
3 Uном
де Sном.т – номінальна потужність цехового трансформатора
400
Іном 578 А.
3 0,4
Цьому значенню відповідає струм миттєвого підвищення струму при
вмиканні силового обладнання під час початку зміни
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І .
сзп = Ксзп Іном.т ;
де Ксзп = 5,5 коефіцієнт миттєвого перевантаження
Ісзп = 5,5.578= 3179,2 А,
При врахуванні допустимого перевантаження трансформатора,
максимальний струм навантаження:
Ін.мах = 1,4.Іном.т ;
І .
н.мах = 1,4 578 = 809,2 А.
Мінімальне значення струму при трифазному КЗ за трансформатором (на
стороні 0,4 кВ)
(3) 100 І
І ном.т
Кмін ;
u к
де uк = 10,5% - напруга к.з. трансформатора.
(3) 100 578
ІКмін 12845 А.
4,5
Струм спрацювання захисту від перевантаження ввідного вимикача серії
ВА
Ісп = (1,23...1,36).Ін.мах ;
Ісп = 1,25.2570= 995,3 А.
За каталогом [5] підбираємо вимикачі ВА88-43 з номінальним струмом
Іном.в = 1600 А, за умови розподілення навантаження відразу на два ввідні
вимикача
Номінальний струм розщеплювача
І .
ном.роз = 0,53 Іном.в ;
І .
ном.роз = 0,53 800 = 424 А,
що відповідає струму спрацювання захисту від перевантаження:
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Іс.п = 1,25.Іном.роз ;
Іс.п = 1,25.424 = 530 А.
Уставку за шкалою часу приймаємо 2 с при струмі 6×Іном.роз, при якій час
спрацювання захисту від перевантаження tс.п не перевищує 20 с [5].
Таким чином, умова для важких умов пускунавантаження виконується:
t .
с.п ≥ (1,5...2) tпуск, тобто 20 ≥ (1,5...2)×4.
Проводимо вибір струму спрацювання селективної відсічки ввідних
вимикачів QF1, QF3 за наступними умовами.
За умовою спрацювання при самозапуску навантаження:
І .
с.о = Ко Ісзп ;
І .
с.о = 1,5 3179,2 = 4768,8 А.
За умовою неспрацювання захисту, що живить ввідну секцію при дії
автоматичного секційного вимикача QF2 (ВА88-40), який подає напругу до
секції, яка втратила живлення:
І ≥ К . (І .
с.о о сзп2 + Кн Ін.мах);
І . . .
с.о ≥ 1,5 (2 0,7 3179,2 + 1,5. 0,7.809,2) = 4187,9 А.
Приймаємо уставку за шкалою 5, що відповідає струму спрацювання
відсічки:
Іс.о = 5.Іном.роз ;
І = 5.
с.о 424 = 2120 А.
Проведемо перевірку чутливості відсічки при к.з. через перехідний опір
(2) 0,866 І (3)
К к.мін
ч 1,1 К
І р ;
с.о
К(2) 0,866 12,8
ч 5, 24 1,1 1,3 1, 43
2,12
Отже умова чутливості виконується.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Перевіряємо обраний вимикач за умовою електродинамічної стійкості при
значені Кпит = 1,7 [27]
І . (3) .
уд = 2 І к.мін Кпит ;
І .
уд = 2 12,8. 1,7 = 30,5 кА КПС = 40 кА.
Умова електродинамічної стійкості при к.з. виконується.
Основні параметри ввідного та секційного вимикачів типу ВА приведені в
таблиці 9.1.
Таблиця 9.1 - Основні параметри вхідного та секційного вимикачів типу ВА
Струм спрацювання, Час спрацювання, t
Вимикач Тип вимикача с.о,
Іс.о, А с
QF1, QF3 ВА88-43 1600/1000 0,5
QF2 ВА88-40 800/800 0,3
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
Техніко-економічний розрахунок вибору напруги живильної мережі
підприємства з виробництва ретрансляторів і приймачів
Приблизну оцінку величини напруги живильної мережі промислового
підприємства можна визначити за допомогою аналітичних виразів згідно [17],
які використовують у деяких країнах світу.
Так, в американській практиці для визначення напруги живильної мережі U
(кВ) використовують формулу Стілла
U 4,34 L 16 P
де Р – активна потужність, що передасться лінією, тис. кВт;
L – віддаленість підприємства від джерела живлення, км.
За російськими довідниками формула Стілла подана у вигляді
U 16 4 P L
За довідниками шведських інженерів використовують вираз
L
U 17
16 P
У Німеччині використовують вираз
U 3 S 0,5 L
де S - повна потужність, що передається лінією, тис. кВА.
Вибір номінальної напруги системи електропостачання базується на методі
економічних інтервалів, де струм замінений на потужність при різних напругах.
Наведений аналіз показує , що для максимальних із застосованих перерізів
проводу при даній напрузі усереднені значення активної потужності становлять
для повітряних ліній напругою 35 – 10,5-13 МВт, для 110 кВ – 61-75 МВт, для
220 кВ – 230-270 МВт.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахунок вибору напруги живильної мережі
Підприємство має розрахункове навантаження в Sроз = 4766,1 кВА,
cosφ=0,8 може живитися від районної підстанції двома повітряними лініями
довжиною 55 км. На районній підстанції є рівні напруги 110 та 35 кВ.
Визначити раціональну напругу живлення підприємства. Схема живлення
зображена на рисунку 10.1 Річний час використання максимального
навантаження Тмах = 4500 год/рік. Вартість електроенергії в мережах 35 та 110
кВт
кВ становить с0 = 1,5374 грн/(кВт-год), кв = 0,05 .
квар
Рисунок 10.1 – Принципова розрахункова схема живлення
Потужність трансформаторів для живлення підприємства визначаються
виразом
S
S poз
mp , (10.1)
1,4
4766,1
Smp 3404,3кВА.
1,4
Приймаємо два трансформатора потужністю 6300 кВА.
Переріз кожної повітряної лінії визначаються за допустимим струмом
навантаження за виразом
S
І роз (10.2)
2 3 Uном
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4766,1
І35 57,03 А
2 3 35
4766,1
І110 18,2А
2 3 110
За допустимим струмом навантаження на напругу 35 кВ вибираємо переріз
повітряної лінії 69,3 мм2, на напругу 110 кВ – 34,3мм2.
З урахуванням економічності приймаємо провід АС-120 на напругу 35кВ і
АС-150 на напругу 110 кВ.
Питома вага одноланцюгової повітряної лінії становить відповідно до
напруги 35 Кв – Кл35 =22600,62 грн/км, для напруги 110 кВ –
Кл110=11240,52грн/км.
Вартість трансформаторів ТМН 6300/110/10 і ТМН 6300/35/10 відповідно
становить Ктр35 =368500 грн, Ктр110 =839200 грн.
Вартість високовольтних елегазових вимикачів становить для напруги 35
кВ – Квв35 =177900 грн, для напруги 110 кВ – Квв110 =407500 грн.
Вартість високовольтних роз’єднувачів становить для напруги 35 кВ –
Квр35 =26700 грн, для напруги 110 кВ – Квр110 =34200 грн.
Загальні капітальні витрати становлять
K 2 20 Kл 2 Кmp 4 K 8 Kвр
К35 32 22600 2 368500 4 177900 8 26700 2385400 грн;
К110 32 11240 2 839200 4 407500 8 34200 3941680 грн.
Рівний час максимальних втрат визначають за виразом (10.3)
2
4500
0,124
8760 2886год / рік (10.3)
10000
Коефіцієнт завантаження трансформаторів визначають як
6,9
кз 0,55
2 6,3
Річна втрата активної енергії в трансформаторах ТМН–6300/110 при
Рхх 10 кВт , Ркз 48 кВт, Uкз 10,5%, Іхх 1%, становить
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1
W
mp110 2 10 0,05 6300 8760
100
10,5
2 0,712 48 0,05 6300
2886 466289кВт год / рік
100
Трансформатор ТМН–6300/35 при Рхх 7,6кВт , Ркз 46,5 кВт,
Uкз 7,5%, Іхх 0,8%, становить
0,1
W 2 mp35 7,6 0,05 6300
8760
100
7,5
2 0,712 46,5 0,05 6300
2886 381342кВт год / рік
100
Втрата активної енергії в повітряних лініях становить
2 32000
Wпл35 2 3 60,9 2886 103 5325544кВт год
32 120
32000
Wпл110 2 3 19,42 2886 103 54308кВт год
32 150
Річна вартість втрат електричної енергії
Вен35 1,5374 (381342 5325544) 8773766грн / рік;
Вен110 1,5374 (466289 54308) 800365грн / рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії
Вw 1,5374 6905,8 0,8 4500 38221117грн / рік.
Експлуатаційні витрати становлять
Век110 0,012 8517900 0,024 4925052 220416грн / рік;
Век35 0,012 6694200 0,024 2220602 133624грн / рік.
Амортизаційні витрати дорівнюють
Вам110 0,02 8517900 0,044 4925052 387060грн / рік;
Вам35 0,02 6694200 0,044 2220602 1231590 грн / рік.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Плата за кредит
Вкр35 0,12363400 236340грн / рік;
Вкр110 0,13915680 391568грн / рік.
Грошові витрати за варіантами дорівнюють
Вгр Вкр Век Вен ,
Вгр35 236340 133624 8773766 9143730 грн / рік;
Вгр110 391565 220416 800365 1412346 грн / рік.
Прибуток від передачі електроенергії становить
П Вw Вгр,
П35 38221117 9143730 29077387 грн / рік;
П110 38221117 1412346 36808771грн / рік.
Приведені витрати електроенергії становлять
Впр Вкр Вам Век Вен ,
Вгр35 236340 1231590 133624 8773766 10375320 грн / рік;
Вгр110 391568 387060 220416 800365 1799409 грн / рік.
З даного розрахунка можна зробити висновок що живлення підприємства
нпругою 110 кВ є більш економічним, тому що має більший річний прибуток і
менші річні приведені витрати.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1. Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, які можуть впливати
на працівника експериментальної лабораторії
В даному розділі кваліфікаційної роботи розглядаються можливі шкідливі
фактори які можуть впливати на проєктувальника, що знаходиться в
експериментальній лабораторії і працює з комп’ютером. В роботі розробляється
проєкт системи електропостачання підприємства з виробництва ретрансляторів
і приймачів за допомогою комп’ютерних засобів моделювання. Тому, виникає
потреба у застосуванні персонального комп’ютера, як невід’ємної складової для
обрахунку і аналізу складних формул і алгоритмів в даній роботі.
Робота з комп’ютером призводить до необхідності тривалого споглядання
за даними на моніторі, оскільки потрібно моделювати поставлені задачі,
сприймати отримані результати і правильно виконувати роботу. З цих причин
виникає гостра потреба в гігієнічній, раціональній та безпечній організації
праці інженера-проєктувальника під час роботи з комп’ютерною технікою. І
для того щоб запобігти негативному впливові на працівника потрібно звернути
особливу увагу на фактори виробничого середовища, які безпосередньо та
побічно впливають на працюючого.
За рівнем фізичних навантажень робота за комп’ютером класифікується як
легка фізична робота (категорія І) – робота з витратою 120 – 150 ккал/год. –
категорія І а.
В лабораторії розташовані три робочих місця обладнані для розташування
на них комп’ютерів. Перед працівниками розміщені 22″ рідинно-кристалічні
монітори, відстань від очей до монітора становить близько 70 см, кут зору 30˚ у
вертикальній та горизонтальній площині.
Розміри лабораторного приміщення становлять: довжина 6 м, ширина 4 м,
висота від підлоги до стелі 3 метри, загальна площа аудиторії 24 м2, площа, яка
припадає на одну людину становить 8 м2. Об’єм приміщення складає: 72 м3,
об’єм який припадає на одну людину становить 24 м3. Розміри приміщення
відповідають вимогам ДБН В.2.2.28-2010.
Серед багатьох чинників зовнішнього середовища, що впливають на
організм людини під час праці, світло займає одне з перших місць. Світло має
властивість не лише впливати на органи зору, а й на організм в цілому, тому
при діяльності втомлюваність очей залежить в основному від характеристик
зорової праці. При роботі з комп’ютером використовувалося приміщення з
однобічним природним освітленням, з південно-східною орієнтацією віконного
отвору. Розмір вікна приміщення становить 2×1,5 м. Робочі столи працівників
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розміщені так, що природне світло освітлює їх з лівої сторони. Вікно завішене
шторками, які запобігають виникненню відблисків, затемнених плям на
моніторах при попаданні прямого світла.
Важливе значення мають параметри мікроклімату в приміщенні, оскільки
безпосередньо впливають на роботу та здоров’я співробітника. Згідно ДСН
3.3.6.042–99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих приміщень»
нормативні значення основних факторів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22 – 28 ˚С допустима (оптимальна 23 – 25 ˚С);
- в холодний період року 21 – 25 ˚С допустима (оптимальна 22 – 24 ˚С);
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 40-60 %;
- в холодний період року 40-60 %;
3) Швидкість руху:
- 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) Температура повітря:
- в теплий період року 31-32 ˚С;
- в холодний період року 23-24 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 50-52%;
- в холодний період року 55-58%;
3) Швидкість руху повітря:
- в теплий період року – 0,1 м/с;
- в холодний період року – 0,1м/с.
З вище наведених факторів мікроклімату можна зробити висновок, що
швидкість і вологість повітря знаходяться в нормі згідно ДСН 3.3.6.042-99, крім
температури повітря в теплий період року. Тому рекомендовано встановити
систему кондиціювання повітря для підтримання температури повітря в теплий
період року в межах норми.
Також важливе значення має вплив на працюючих шуму, який випромінює
обладнання лабораторії. Персональні комп’ютери, які встановлені на робочих
місцях, створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає
40-50 дБА. Згідно ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми виробничого шуму,
ультразвуку та інфразвуку» цей рівень повністю відповідає нормативному
рівню який становить 50 дБА. Тому, фактичне значення шуму не перевищує
допустиме, а отже негативно не впливає на працівників.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Основними джерелами електромагнітного поля на робочих місцях є
монітори комп’ютерів, а також системні блоки. Найбільше впливає
електромагнітне поле на органи зі слабкою терморегуляцією, що мають
недостатню кількість кровоносних судин або слабкий кровообіг. До таких
органів відносяться: головний мозок, око (кришталик), шлунок, сечовий міхур.
Функціональні зміни виявляються в передчасній стомленості, млявості,
головному болі. При систематичному опроміненні спостерігається зміна
кров'яного тиску (гіпертонія, гіпотонія), уповільнення пульсу, трофічні явища
(випадіння волосся, ламкість нігтів, лущення шкірного покриву). Величина
напруженості, що живить комп’ютерне обладнання 220В, і споживана
потужність менше ніж 3,5 кВт, що не перевищує нормативне значення,
визначене в ДСН 239-96 «Державні санітарні норми і правила захисту
населення від впливу електромагнітних випромінювань».
Під час роботи працівник в більшості випадків працює з даними, які
виводяться програмним забезпеченням, з результатами розрахунків на екрані
монітора. Тому недостатня освітленість буде негативно впливати не тільки на
сам процес роботи, а й на організм працівника в цілому. Найменша
розрізненість об’єкту (в даному випадку об’єктом розрізнення і фоном є: текст
на моніторі та власне фон монітора, текст на аркуші паперу та аркуш, букви на
клавіатурі і клавіатура) складає від 0,15 до 0,3 мм, це відповідає високій
точності зорової праці. Розряд зорової праці – ІІ, підрозряд – Г. Контраст
відмінності об’єкту з фоном - великий.
Згідно з нормами освітлення ДБН В.2.5.28-2018 «Природне і штучне
освітлення» коефіцієнт природного освітлення (КПО) для даного типу зорової
праці дорівнює 1,5%. Робоче місце розташоване на відстані 1м від вікна і в цій
точці значення КПО становить 28-35 %. Отже, рівень природного освітлення є
достатнім.
Для темного і світлого часу доби в приміщені передбачене штучне
освітлення. Нормативне значення штучного загального освітлення (лк)
вибирається в залежності від характеристик зорової праці з урахуванням
найменшого розміру об’єкту розрізнення, фону, контрасту об’єкта.
Кімната обладнана трьома світильниками, кожний з яких має дві
люмінесцентні лампи денного світла типу 1x36 Вт TL/TLD. Для даного типу
зорової праці нормативне значення штучного загального освітлення складає
300 лк. Фактичне значення даного параметра складає 408-415 лк. Отже, рівень
штучного освітлення на робочому місці є достатнім відповідно ДБН В.2.5.28-
2018 «Норми проєктування. Природне і штучне освітлення».
Електропроводка мережі змінного струму в даному приміщенні
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
прихованого типу, що забезпечує захист працюючих в аудиторії від доторкання
до оголених проводів. Приміщення лабораторії відноситься до приміщень без
підвищеної небезпеки ураження працівників електричним струмом.
Обладнання встановлене в приміщенні живиться напругою 220В і споживає
потужність менше ніж 3,5 кВт. Деяке обладнання, зокрема системний блок
персонального комп’ютера, має металевий корпус, тому згідно з ДСТУ Б В.2.5-
82:2016 в лабораторії передбачена система захисного заземлення.
Інструктаж з техніки електробезпеки складений згідно НАОП 1.1.10-4.09-
87 «Програми навчання безпеки праці робітників, до професій яких
пред'являються підвищені вимоги з техніки безпеки». Вступний інструктаж
проводиться з усіма працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну або
тимчасову) незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або
посади. Первинний інструктаж проводиться на робочому місці до початку
роботи на робочому місці. Інструктаж проводить інженер по техніці безпеки,
відповідно до НПАОП 0.00-4.12-05 «Типове положення про порядок
проведення навчання і перевірки знань з питань охорони праці».
Лабораторія за вибухопожежонебезпекою відноситься до приміщень типу
В, згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. В даній лабораторії забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки України»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними плитами,
а підлога з кахельної плитки. Всі матеріали застосовані для будівництва та
оздоблення лабораторії пройшли перевірку і були дозволенні органами
державного санітарно-епідеміологічного нагляду;
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5, який
знаходиться на стіні біля дверей з вільним доступом до нього;
- план евакуації розміщений на стіні з вільним доступом до неї (ДБН
В.1.1.7-2016). Для попередження пожежі в лабораторії використовується
електрична пожежна сигналізація «Орион» променевого типу та теплові
датчики типу (ИП-105) у кількості 4 шт (ДБН В.2.5.56-2014).
Інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до НАПБ А.01.001-
2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
Отже, після проведення детального аналізу та опису виробничого
приміщення і робочого місця, можу зробити висновок, що всі фактори
лабораторії, окрім температури повітря в теплий період року, що перевищує
норми відповідно до ДСН 3.3.6.042-99, відповідають своїм нормативним
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
значенням. Тому пропонується встановити в приміщенні систему
кондиціонування повітря.
11.2 Розробка системи кондиціювання повітря лабораторії
Щоб правильно підібрати кондиціонер для будь-якого приміщення або
офісу, потрібно для початку визначитися: який тип кондиціонерів нам
необхідний. Саме від цього залежить комфорт у нашому виробничому
приміщенні, в даному випадку в науковій лабораторії. Щоб визначитися з
вибором, важливо розуміти призначення кожного виду кондиціонерів.
Розглянемо коротко основні види систем кондиціонування.
Існує кілька типів кондиціонерів, і кожен з них працює за своїм
принципом. У спліт-систем існують різні внутрішні блоки: касетні, канальні
або настінні.
Канальний кондиціонер розподіляє охолоджене або нагріте повітря через
приховані повітропроводи, що встановлюються в стелі або стінах.
Застосовується, якщо потрібен комфортний мікроклімат відразу для декількох
приміщень або всієї площі офісу.
Касетний кондиціонер встановлюють у стелі, за рахунок чого
забезпечується рівномірний розподіл повітря через кілька спрямованих
решіток. Такі моделі ідеальні там, де потрібно приховати велике обладнання на
благо дизайну.
Колонний кондиціонер розміщують на підлозі. Він охолоджує або
обігріває великі приміщення завдяки потужному повітропроводу і великим
теплообмінникам. Використовується там, де немає можливості встановлювати
настінні або стельові кондиціонери.
Мобільний кондиціонер — це компактний пристрій, який можна
переміщати між помешканням. Він являє собою корпус з усіма компонентами в
одному блоці. Такий варіант кондиціонеру підходить тоді, якщо це пов’язане з
частими переїздами або потрібно охолоджувати невелике приміщення.
Усі кондиціонери працюють на холодоагенті, найчастіше з яких
використовується фреон. Багато моделей працюють одночасно і на
охолодження і на обігрів повітря.
Конструкція кондиціонера зазвичай містить внутрішній і зовнішній блоки,
які також складаються з відповідних елементів, зокрема:
- компресор – стискає фреон (холодоагент), збільшує його тиск і
температуру. Завдяки цьому приміщення швидко охолоджується;
- конденсатор – відводить тепло від холодоагенту, конденсуючи його з
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
газоподібного стану в рідкий. Це допомагає знизити навантаження на
компресор, що збільшує енергоефективність кондиціонера і подовжує його
термін служби;
- випарник – поглинає тепло з повітря всередині приміщення, випаровуючи
холодоагент і охолоджуючи повітря;
- розширювальний клапан – регулює потік холодоагенту у випарник і
знижує його тиск, що покращує енергоефективність приладу;
- вентилятор – сприяє циркуляції повітря через конденсатор і випарник;
- фільтр – очищає повітря від пилу та інших частинок;
- трубопроводи – з’єднують усі компоненти кондиціонера й транспортують
холодоагент. У підсумку всі системи з’єднуються в єдине ціле і злагоджено
працюють;
- термостат – контролює температуру в приміщенні та регулює роботу
кондиціонера;
- індикаторна панель управління – дає змогу користувачеві налаштувати
параметри кондиціонера під свої потреби.
Внутрішні блоки кондиціонера розрізняються за конструкцією і
функціональністю залежно від типу. Конструкція зовнішнього блоку може
варіюватися залежно від типу кондиціонера. Спільними компонентами для всіх
типів є корпус, панель управління та електроніка. Завдяки їм зручно управляти
роботою компресора, вентиляторів та іншими компонентами, а також може
включати захисні системи.
Принцип дії кондиціонера заснований на циклі термодинамічної обробки
повітря з використанням холодоагенту, яке циркулює між внутрішнім і
зовнішнім блоками. Етапи цього циклу наведено в таблиці 11.1
Таблиця 11.1 – Етапи роботи кондиціонера
Етап Опис
Вентилятор втягує тепле повітря з приміщення.
Збір гарячого повітря Воно проходить через випарник, де рідкий
(внутрішній блок) холодоагент випаровується і поглинає тепло з
повітря
Випаровування холодоагенту у випарнику
перетворює його з рідкого стану на
Цикл холодоагенту
газоподібний, забираючи тепло з повітря.
Гарячий газоподібний холодоагент надходить до
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
компресора зовнішнього блоку і стискається,
збільшуючи тиск і температуру
Гарячий газ прямує до конденсатора. Той
відводить тепло від холодоагенту, який
Відведення тепла
конденсується назад у рідкий стан. Вентилятор
(зовнішній блок)
зовнішнього блоку допомагає відводити тепло
від конденсатора, покращуючи теплообмін
Рідкий холодоагент проходить через
розширювальний клапан або капілярну трубку,
Розширення де його тиск і температура знижуються.
холодоагенту Здійснюється перехід у низькотемпературний
стан перед тим, як знову потрапити у випарник
внутрішнього блоку
Холодоагент знову потрапляє у випарник
внутрішнього блоку, де процес охолодження
Цикл повторюється
повторюється. Охолоджене повітря циркулює в
приміщенні, покращуючи комфорт
Термостат регулює роботу приладу і підтримує задану температуру в
приміщенні. Він вмикає і вимикає систему за потреби. Система фільтрів очищає
повітря від пилу, алергенів та інших частинок, покращуючи мікроклімат у
приміщенні.
Інверторні кондиціонери відрізняються від традиційних (або
неінверторних) моделей за способом управління компресором і загальним
принципом роботи системи (таблиця 11.2).
Таблиця 11.2 – Відмінності інверторних кондиціонерів від традиційних
Критерій Інверторний Традиційний
Працює на змінній Працює тільки у двох
швидкості, змінює темп температурних режимах у
залежно від потреб в приміщенні – увімкнений на
Керуванн охолодженні або обігріві. повну потужність або
я компресором Поступово змінює вимкнений. Це призводить
потужність компресора для до періодичних перепадів
комфортної температури температури. Спочатку
працює на повну потужність,
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
поки не досягне
встановленої температури,
потім вимикається. Коли
температура змінюється,
компресор вмикається
Регулювання Часте вмикання і
швидкості компресора дає вимикання компресора
змогу точніше підтримувати призводить до коливань
задану температуру, що споживаної енергії, що
Енерго-
знижує енергоспоживання. робить їх менш
ефективність
Плавне регулювання роботи енергоефективними.
знижує піки навантаження і Постійні перепади
покращує загальну температури призводять до
ефективність перевитрат електроенергії
Працюють тихіше, Перемикання
Рівень
немає різких вмикань і компресора створюють
шуму
вимикань більше шуму
Постійна робота Часте вмикання і
компресора на пониженій вимикання частіше
Довговіч
швидкості знижує знос і призводить до поломок.
ність і
збільшує термін служби Необхідне часте
обслугову-
пристрою. Не потребують обслуговування
вання
частого обслуговування,
менше зношуються
Підтримують стабільну Через циклічну роботу
температуру в приміщенні, значні коливання
завдяки плавному температури в приміщенні
Комфорт
регулюванню потужності.
і підтримання
Швидше досягають
температури
встановленої температури й
потім підтримують її з
мінімальними коливаннями
Енергетична ефективність кондиціонерів варіюється залежно від їхнього
типу. В інверторних вона висока. Постійне регулювання швидкості компресора
дає змогу оптимізувати споживання енергії. Менші коливання температури
мінімізують піки споживання електроенергії. Енергетична ефективність
зазвичай позначається коефіцієнтом EER (Energy Efficiency Ratio) або SEER
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
(Seasonal Energy Efficiency Ratio). У неінверторних (традиційних) – середня.
Компресор працює в режимах увімкнення і вимкнення, що призводить до
пікових навантажень і знижує загальну ефективність.
Те Задане значення температури
мпе
рат
ура
Перепади температур
Швидкий вихід на задане значення
Час
Інверторний
Традиційний
Рисунок 11.1 – Енергетична ефективність кондиціонерів
Розрахунок проводиться для теплого періоду року на охолодження.
Розрахунок необхідно провести для приміщення з розмірами: довжина 6 м,
ширина 4 м, висота 3 м, і наступними кліматичними умовами: температура
повітря в середині приміщення 31 ºС, вологість повітря 50%, кількість
працюючих - 3 особи, категорія робіт - легка, швидкість руху повітря не більше
0,1 м/с. Максимальна температура зовнішнього повітря 35 ºС.
Теплонадходження в приміщення
Теплонадходження від сонячної радіації через вікно:
Q1 SВ QВ , (11.1)
де SВ 2 1,5 3,0 - площа вікна, м2,
QВ - теплонадходження через вікно (південно-східна орієнтація) - 440
Вт/м2,
Q1 SВ QВ 2 1,5 440 1320Вт.
Теплонадходження через зовнішню стіну:
Q2 S SВ QC , (11.2)
Q2 4 3 2 1,5 58 522 Вт.
де S - площа конструкції (зовнішньої стіни), м2,
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
SВ - площа вікна, м2,
Qc - теплонадходження від стіни (південно-східна орієнтація) - 58
Вт/м2.
Теплонадходження від штучного освітлення:
N n P
Q3 ,
k (11.3)
де k - коефіцієнт для люмінесцентних ламп,
N - кількість світильників,
n - кількість ламп,
P - потужність лампи,
3 2 36 216
Q3 186 Вт.
1,16 1,16
Так як теплонадходження від штучного освітлення нижчі за
теплонадходження від сонячної радіації, то ми їх не враховуємо.
Теплоємність повітря:
Q4 V VМ k, (11.4)
де V - об’єм приміщення, м3,
Vм - об’єм, який займають меблі, м3,
k - на 1 м3 - 6 Вт,
Q4 6 4 36 13 6 324Вт.
Теплонадходження від людей:
Q5 1303 390Вт.
Теплонадходження від техніки:
Комп’ютери (3 шт) - Q6 3 400 1200 Вт,
Лазерний принтер (2 шт) - Q7 2 350 700 Вт.
Загальне теплонадходження:
Qзаг Q1 Q2 Q4 Q5 Q6 Q7 13205223243901200700 4456 Вт (11.5)
Для підтримки оптимальної температури необхідний кондиціонер
потужністю не менше 4,5 кВт. Згідно отриманих за розрахунками даних
обираємо кондиціонер NC CLIMA Manchester NCI18EHMIw1eu.
Кондиціонер NC Clima Manchester NCI07EHMIw1eu представляє собою
ідеальне рішення для забезпечення комфортного клімату в будь-якому
приміщенні. Ця спліт-система поєднує в собі передові технології та високу
енергоефективність.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 11.2 - Кондиціонер NC CLIMA Manchester NCI18EHMIw1eu
Завдяки інверторному компресору, кондиціонер забезпечує стабільну
роботу і економію електроенергії. Він призначений для приміщень площею до
50 м², що робить його ідеальним вибором для квартир, офісів та невеликих
комерційних приміщень. Кондиціонер працює на фреоні R32, який має низький
потенціал глобального потепління (ПГП675), що робить його екологічно
безпечним варіантом.
Клас енергоефективності кондиціонера NC Clima Manchester – A, що
гарантує низькі витрати електроенергії. SEER (сезонний коефіцієнт
енергоефективності при охолодженні) становить 7, а SCOP (сезонний
коефіцієнт енергоефективності при обігріві) – 4. Це свідчить про високу
ефективність пристрою як в режимі охолодження, так і в режимі обігріву.
Кондиціонер NC Clima Manchester має широкий спектр функцій, що
роблять його зручним у використанні. Серед них – осушення, нічний режим
(сон), самоочищення, економний режим, захист від перепадів напруги,
турборежим, символьний дисплей, автоматичний перезапуск та
авторозморожування. Фільтри пилу забезпечують чисте повітря в приміщенні.
Габаритні розміри блоків кондиціонера дозволяють легко інтегрувати їх в
будь-який інтер'єр. Кондиціонер працює в широкому діапазоні температур, що
робить його ефективним в будь-яких погодних умовах.
Максимальний перепад висоти магістралі складає 10 м, а максимальна
довжина магістралі – 25 м, що дозволяє встановлювати кондиціонер в різних
умовах. Гарантія на пристрій становить 60 місяців, що свідчить про високу
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
якість та надійність продукції.
Загальні характеристики кондиціонеру NC CLIMA Manchester
NCI18EHMIw1eu/NCO18EHMIw1eu
Тип – спліт-система
Монтаж – настінний
Тип компресора – інверторний
Рекомендована площа приміщення – до 50 м2
Режими – охолодження; автоматичний; обігрів
Фреон – R32 (ПГП675)
Клас енергоефективності – A++
Енергоефективність SEER – 7
Енергоефективність SCOP – 4
Потужність охолодження – 5.27кВт
Холодопродуктивність – 18000БТЕ/год.
Теплопродуктивність – 19000БТЕ/год.
Потужність обігріву – 5.57кВт
Споживана потужність при охолодженні – 1.55кВт
Споживана потужність при обігріві – 1.543кВт
Фільтри – пиловий
Максимальний перепад висоти магістралі – 20 м
Максимальна довжина магістралі – 30 м
Кількість внутрішніх блоків – 1
Рівень шуму внутрішнього блоку – 41/37/31 дБ
Рівень шуму зовнішнього блоку – 57 дБ
Діапазон температур зовнішнього блоку – -15..+50/-15..+24°C
Висота внутрішнього блоку – 320 мм
Ширина внутрішнього блоку – 969 мм
Глибина внутрішнього блоку – 241мм
Висота зовнішнього блоку – 554 мм
Ширина зовнішнього блоку – 805 мм
Глибина зовнішнього блоку – 330 мм
Функції та особливості кондиціонера:
- нічний режим (сон);
- самоочищення;
- економний режим;
- захист від перепадів напруги.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного 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. ДНАОП 0.00-1.32-01. Правила будови електроустановок.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Електрообладнання спеціальних установок.
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.
Арк
ЧДТУ А1 23230 63/03-03 ПЗ 1 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата