Репозиторій ЧДТУ
Репозиторій ЧДТУ зберігає і дозволяє легкий і відкритий доступ до всіх видів цифрового контенту, включаючи текст, зображення, анімовані зображення, MPEG і набори даних
Дізнатися більше
Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5750| Назва: | Електропостачання заводу з виробництва самохідних підйомно-транспортних машин і механізмів |
| Автори: | Семко, Інга Борисівна Хребтович, Віталій Миколайович |
| Ключові слова: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Дата публікації: | чер-2025 |
| Короткий огляд (реферат): | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання заводу з виробництва самохідних підйомно-транспортних машин і механізмів. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. .В індивідуальному завданні розглянуті аспекти розробки пасивного фільтра гармонік для підвищення показників якості електроенергії. В економічному розділі пояснювальної записки розглянуто питання економічної доцільності вибору величини напруги розподільчої мережі. В розділі з охорони праці розглянуто питання модернізації системи загального штучного освітлення. |
| URI (Уніфікований ідентифікатор ресурсу): | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5750 |
| Розташовується у зібраннях: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Файли цього матеріалу:
| Файл | Опис | Розмір | Формат | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Хребович.pdf Restricted Access | 2.91 MB | Adobe PDF | Переглянути/Відкрити Запит копії |
Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.
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 23575 63/03-03
на тему:
«Електропостачання заводу з виробництва самохідних підйомно-
транспортних машин і механізмів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12ск2
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Хребтович Віталій Миколайович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Інга СЕМКО
(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
Хребтовичу Віталію Миколайовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання заводу з виробництва самохідних підйомно-
транспортних машин і механізмів»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Інга Борисівна, 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 –
4633 кВт; 4. Потужність (струм) КЗ на шинах енергосистеми – 2395 МВА; 5. Розмір цеху –
73х57х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 54 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1079 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка пасивного фільтра
гармонік для підвищення показників якості електроенергії; 9. Техніко-економічні розрахунки
– Економічна доцільність вибору величини напруги розподільчої мережі; 10. Охорона праці
– Модернізація системи загального штучного освітлення.
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 – Розробка пасивного фільтра гармонік для підвищення
показників якості електроенергії
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічна доцільність вибору величини напруги
розподільчої мережі
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 – 10.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 11.03.25 – 19.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 20.03.25 – 30.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 31.03.25 – 09.04.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 10.04.25 – 24.04.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 25.04.25 – 30.04.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.05.25 – 09.05.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 10.05.25 – 16.05.25
9 Індивідуальне завдання 17.05.25 – 19.05.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 20.05.25 – 22.05.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 23.05.25 – 25.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 26.05.25 – 31.05.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 01.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Віталій ХРЕБТОВИЧ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Інга СЕМКО__________ .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
стор.
ВСТУП……………………………………………………………... 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ……………………………………… 7
1.1 Характеристика об’єкта проєктування……………………. 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
металічних деталей і комплектуючих для самохідних
підйомно-транспортних машин і механізмів …………….. 8
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання……………………………………..…... 11
1.4 Характеристика джерела живлення……………………….. 12
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ…………… 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів………….……………………………….. 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та
остаточний розрахунок по цеху…………………………… 17
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем…………………………………….. 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ
цехової підстанції……………………………….................. 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання……………………………….. 28
2.6 Картограма та положення центру електричних
навантажень цеху та підприємства. Вибір місця
розташування трансформаторних підстанцій……………. 30
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і
цеху…………………………………………………... 30
2.6.2 Картограма електричних навантажень
підприємства…………………………………..…….. 30
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)……….. 38
ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ
3
ПІДПРИЄМСТВА. РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ……. 39
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення
підприємства……………………………………….............. 39
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі……………………. 43
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Хребтович В.М. Електропостачання заводу з Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Семко І.Б. виробництва самохідних 3 152
Реценз. підйомно-транспортних машин
Н. Контр. Ключка К.М. і механізмів ФЕТАМ, гр. ЕСЕ – 12ск2
Затверд. Ситник О.О.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП..……… 46
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…….. 53
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві…. 58
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ……………...…. 61
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі………………………...…. 61
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж……………… 64
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В……………………………………... 67
6.1 Вихідні дані для розрахунків…………………………… 67
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання
в характерних точках…………………………………….. 70
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання
в мережі 110 кВ………………………………………….. 74
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……………..….. 80
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН………… 82
7.4 Вибір трансформаторів струму………………………… 83
7.5 Вибір трансформаторів напруги……………………….. 85
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість……………….. 86
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
ЦЕХУ……………………………………………………………… 88
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання
цеху………………………………………………………. 88
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних
систем…………………………………………………….. 91
8.2.1 Загальні відомості………………………………... 91
8.2.2 Розрахунок освітленості…………………………. 93
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок... 98
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ 3
4
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам
нагріву…………………………………………………… 107
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних
мереж……………………………………………… 108
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами нагріву та захисту…………. 108
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами
напруги …………………………………………… 115
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок
НКУ……………………………………………….. 118
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до
1000 В……………………………………………………... 118
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної
складової струму трифазного КЗ………………... 123
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ……….……. 124
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ………………… 125
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ……………. 127
8.5 Захист цехових електричних мереж……………………. 127
8.5.1 Вибір апаратів захисту………………………….. 128
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність……………… 130
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до
1 кВ за умовами термічної стійкості до струмів
короткого замикання……………………………. 130
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової
трансформаторної підстанції…………………………… 131
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки
трансформаторної підстанції…………………………… 133
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка пасивного фільтра
гармонік для підвищення показників якості електроенергії .…. 136
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА − Економічна
доцільність вибору величини напруги розподільчої мережі…… 140
11 ОХОРОНА ПРАЦІ……………...……………………………….. 142
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у
приміщенні електротехнічної лабораторії………………. 142
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення... 146
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ………..………………... 152
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ 3
5
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
1 Характеристика підприємства……………………………………….. 5
ВСТУП
Нинішні системи електропостачання мають бути грамотно та ефективно
спроєктовані з урахуванням актуальних вимог, що висуваються як до
електропостачання підприємства в цілому, так і до його окремих виробничих
підрозділів. Така система повинна забезпечувати надійність, економічність,
безпечність, зручність у користуванні та технічному обслуговуванні, а також
відповідати нормам якості електроенергії.
Під час проєктування важливо обирати конструктивні рішення, які
мінімізують використання кольорових металів. Розробка системи
електропостачання передбачає створення комплексного пакета документації,
що включає техніко-економічне обґрунтування, необхідні розрахунки,
креслення, схеми та пояснювальну записку.
Система електропостачання є сукупністю електроустановок, які
взаємопов’язані процесами генерації, передачі, трансформації та розподілу
електроенергії між споживачами. Для формування ефективної та надійної
системи необхідно створити проєкт – набір конструкторських документів, що
відображають структуру та склад об’єкта.
У навчальному проєкті з проєктування систем електропостачання
обов’язково передбачаються пояснювальна записка і графічна частина,
представлена кресленнями. Пояснювальна записка включає коротке
обґрунтування розрахунків, самі розрахунки, схеми електропостачання,
графіки навантажень, схеми захисту ліній, підключення до електропідстанції,
індивідуальне завдання, економічні розрахунки, а також розділи з охорони
праці та безпеки життєдіяльності на підприємстві.
Метою цієї бакалаврської роботи є проведення розрахунків та вибір
сучасних елементів системи електропостачання заводу відповідно до вимог
ЄСКД та інших діючих нормативів і стандартів.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов’язаних
електроустановок, які в процесі функціонування забезпечують споживачів
електричною енергією.
Правильно та раціонально спроєктована сучасна система
електропостачання промислового підприємства повинна цілком задовольняти
технічним та економічним вимогам, а саме:
– надійність електропостачання;
– належна якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючих
держстандартів;
– економічність споживання;
– можливість порівняно частих переналаштувань технологічних
процесів виробництва і перспективного розвитку підприємства;
– забезпечення безпечного виконання робіт, стосовно як для
електротехнічного персоналу,а також і не електротехнічного;
– відсутність шкідливого впливу на оточуюче середовище.
Вищенаведені вимоги повинні виконуватися при проєктуванні і
експлуатації системи електропостачання типового промислового підприємства
(СЕП ПП).
Відповідно до цього, СЕП ПП це частина енергосистеми яка в
енергетичному сенсі є простішою (більш низькі напруги, менша потужність і
довжина ліній, відсутність замкнутих контурів тощо), а також і більш складна
в плані використання та перетворення електроенергії в технологічних цілях
промислового виробництва.
Електроприймачі, як електрична частина технологічних агрегатів,
входять невід’ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому визначають
роботу цієї системи і її параметри.
1.1 Характеристика об’єкта 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 тощо.
Згідно з вихідними даними та технічним завданням на випускну роботу
бакалавра, об’єктом, електропостачання якого проєктується, є завод з
виробництва самохідних підйомно-транспортних машин і механізмів.
Завод вироблятиме досить широкий перелік продукції, а саме:
– основні вироби: автомобіль-вишка, авто-перекидач, навантажувач,
річстакер, електро- й автовізок, транспортувальник піддонів, самохідний
рейковий візок, кран козловий;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
– другорядні вироби: кран-балка підвісна, контактний тельфер,
кранова кабіна, вантажні візки, кабельний барабан, закритий тролейний
шинопровід, кран козловий ручний тощо.
На заводі в перспективі буде застосоване високотехнологічне
обладнання, виготовлене в т.ч. і спеціально для виробництва продукції, що
випускатиметься.
У складі нашого майбутнього виробництва будуть споруджені такі
основні цехи:
• цех з виготовлення металічних деталей і комплектуючих для
підйомно-транспортних машин і механізмів,
• цех з розкрою сталевої стрічки,
• цех з лініями по виробництву гідравлічних вузлів,
• цех з фарбування готових виробів,
• цех електрообладнання для підйомно-транспортних машин і
механізмів,
• сучасні приміщення складського типу та майданчики для готових
виробів, склади для сировини та комплектації.
Наш завод в перспективі буде розширювати виробництво та випускати
усе більш широкий спектр основних та супутніх виробів із можливістю
подальшого розширення асортименту виробів.
1.2 Характеристика електроприймачів електричної енергії цеху
металічних деталей і комплектуючих для самохідних підйомно-
транспортних машин і механізмів
Цехові мережі промислових підприємств звичайно виконують на
напругу до 1 кВ, станом на сьогодні, найбільш поширеною є напругою є
0,4 кВ. На вибір схеми, конструктивне виконання цехових мереж впливають
такі фактори, як міра надійності приймачів електроенергії, режими їх роботи,
розміщення по території цеху, величини номінальних струмів і напруг.
Даний цех є складовою частиною виробництва самохідних підйомно-
транспортних машин і механізмів.
В нашому цеху будуть можуть використовуватися різноманітні верстати,
агрегати та електротехнологічні установки. Основними споживачами
електричної енергії в цеху, є асинхронні електродвигуни верстатів. Також у
цеху є освітлювальна мережа, яка споживає певну кількість електроенергії. На
території цеху наявне нормальне середовище, відсутня сильна запиленість та
агресивні суміші в повітрі. Загальна кількість електроспоживачів становить −
54 шт., при цьому однофазних споживачів – 6 шт.
Приміщення не є вибухонебезпечним, оскільки на території цеху
відсутні вибухонебезпечні речовини.
Приміщення є сухим, відносна вологість повітря не перевищує 60%.
Обладнання відповідно до технологічного процесу розташовується окремими
групами, залежно від роду виконуваної роботи та вимог технологічних карт.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
Цех побудований з бетонних плит, стеля перекрита пустотілими
плитами, підлога бетонна. Розміри приміщення: довжина – 73 м, ширина – 57
м, висота − 6м.
Нами, при проєктуванні системи електропостачання (СЕП)
підприємства, було в повній мірі було враховано основні вимоги «Норм
технологічного проєктування СЕП промислових підприємств», і відповідних
розділів «ПУЕ» [1].
Перекриття цеху складається з металевих арочних ригелів (поперечні
балки), на які укладені коробчасті плити перекриття. Стіни цеху
поштукатурені і пофарбовані сірою фарбою. Приміщення цеху закрите,
опалюване.
Проєктом передбачено централізоване енергозабезпечення. Живлення
електроенергією споживачів цеху виконується від комплектної
трансформаторної підстанції (КТП) − 10/0,4 кВ. Ця підстанція розміщена в
окремому блоці, що призначений спеціально для силових приміщень.
В нашому цеху передбачено централізоване теплопостачання та
опалення приміщень.
В цеху присутні споживачі другої категорії і тому припинення
електропостачання може привести до масового недовипуску продукції,
простою електрообладнання і т.п., що приводить до масового браку.
Згідно з написаним у гл. 1.2 ПУЕ, цех має електроприймачі, що
відносяться до споживачів 2-ї категорії, перерва в роботі не призводить до
зупинки технологічного процесу, псування обладнання, погіршення
екологічного стану чи виникнення загрози для людського життя.
Електроприймачі другої категорії в нормальних режимах повинні
забезпечуватися електроенергією від двох незалежних взаємно-резервованих
джерел живлення.
Для електроприймачів другої категорії при порушенні
електропостачання від одного з джерел живлення допустимі перерви
електропостачання на час, необхідний для включення резервного живлення
діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади.
У виробничому приміщенні встановлені трифазні електроприймачі
змінного струму, що працюють на промисловій частоті 50 Гц та відносяться
до класу електричних машин середньої потужності (від 10 кВ до 200 кВ).
Номінальна напруга живлення всіх електроприймачів – 0,4 кВ.
Основним споживачем реактивної потужності індуктивного характеру
на промислових підприємствах є асинхронні двигуни (35% загального її
споживання), трансформатори (45%), включаючи зварювальні (20-25%) та
інші ЕП (7%). Реактивної потужності додатково навантажуються живильні
розподільні мережі підприємства (13%), відповідно збільшується загальне
споживання електроенергії.
Цех передбачає виробничі, допоміжні, та побутові приміщення. Він
отримує електропостачання від власної КТП. Електроприймачі живляться від
трьохфазної мережі змінного струму напругою 0,4 кВ, та частотою 50 Гц.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
Також серед електроприймачів є однофазні споживачі – зварювальний апарат
(3 шт.), а також нагрівальні ВЧ установки (3 шт.).
Повна встановлена потужність цеху становить 1079 кВт.
Споживачі електроенергії відносяться до 2 і 3 категорії надійності
електропостачання.
Всі приймачі по режиму роботи поділяються на 3 основні типи:
тривалий, короткочасний і повторно-короткочасний.
Тривалий режим − основний для більшості електричних приймачів. Це
режим, при якому перевищення температури нагріву електроприймача над
температурою навколишнього середовища досягає певної величини яка
протягом години не змінювалася. У цьому режимі працюють всі верстати,
печі, насоси, компресори та вентилятори тощо.
Короткочасний режим роботи − характеризується нетривалими
включеннями і тривалими паузами. У цьому режимі працюють допоміжні
механізми верстатів та іншого обладнання.
Повторно-короткочасний режим − це короткочасні періоди роботи, що
чергуються з паузами, при цьому періоди включення не на стільки великі, щоб
температура перевищила стале значення, але і при паузах не встигає
охолонути, в кінцевому підсумку досягаючи середньої величини.
Перелік встановленого в цеху обладнання та його кількість і електричні
характеристики наведені у табл. 1.1.
Освітлювальні установки живлять від мережі 230 В.
КТП живиться від ГПП 10 кВ.
Групи технологічних установок та іншого обладнання, представляють
собою окремі дільниці, електропостачання яких доцільно виконувати від
власних розподільчих пунктів (РП).
При проєктуванні даного цеху передбачається місце для встановлення
комплектної трансформаторної підстанції (КТП) вбудованого типу, що
розміщується максимально близько до найбільш потужних електроприймачів.
Згідно ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення», а також
зважаючи на [7], рівень нормованої освітленості для системи загального
освітлення складає Е=200 лк. Серед особливостей розташування обладнання у
приміщенні цеху є те, що вимагається достатньо рівномірне освітлення
приміщення.
План цеху та розташування обладнання наведено на аркуші №5
графічної частини даної роботи. Обладнання цеху розміщене з урахуванням
технологічного процесу виробництва цеху металічних деталей і
комплектуючих.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху металічних
деталей і комплектуючих
№
№ Кількість, позиції Потужність,
Назва електроспоживача кв cosφ tgφ
п/п шт. на кВт
плані
Силові трифазні електроприймачі напругою 0,4 кВ
1 Вентилятор 8 10 3 0,8 0,8 0,75
2 Фрезерний верстат 6 7 35 0,2 0,65 1,17
Універсальний
3 6 5 10 0,2 0,65 1,17
металообробний верстат
4 Механічні ножиці 5 3 30 0,2 0,65 1,17
5 Електроталь 2 11 15 0,15 0,5 1,73
6 Шліфувальний верстат 5 6 5,5 0,2 0,65 1,17
7 Токарний верстат 6 8 45 0,2 0,65 1,17
8 Фарбувальна камера 4 2 7,0 0,2 0,65 1,17
Поздовжньо-стругальний
9 6 1 5,5 0,2 0,65 1,17
верстат
Однофазні електроприймачі
10 Зварювальний апарат 3 4 2 0,15 0,5 1,73
Нагрівальні ВЧ
11 3 9 80 0,8 0,8 0,75
установки
1.3 Характеристика цехів об’єкта, особливості їх електропостачання
Живлення цехів заводу виконується від власної головної понижуючої
підстанції (ГПП), що розташована в точці теоретичного центру електричних
навантажень (ЦЕН) підприємства. Проєктована СЕП відноситься до системи
електропостачання централізованого типу. Живлення цехових ТП виконано
за допомогою кабельних ліній (КЛ), що прокладені в підземних кабельних
каналах. Основними високовольтними споживачами є 8 ТП 10/0,4 кВ.
Живлення ГПП, згідно з вимогами ПУЕ глава 4.2 з [1], здійснено від
двох незалежних вводів від районних РП, по повітряним лініям (ПЛ). Така
схема живлення є надійною, економічно вигідною, і має зручні ремонтно-
налагоджувальні характеристики.
На території підприємства, крім основних 9-ти виробничих цехів, також
знаходяться адміністративна будівля, котельня, ГПП, склад деталей та
запчастин, склад готової продукції, склад покрасочних матеріалів, насосна
станція, КПП, водонапірна башта.
У відповідності з практикою проєктування, будівництва та експлуатації
промислових підприємств будівлі цехів, що входять за технологічних умов в
ту чи іншу виробничу групу, розміщуємо компактно в одній зоні з мінімально
допустимими санітарними та протипожежними розривами між ними при
якнайменшій протяжності доріг та інженерних мереж. Таким чином площа
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
підприємства по функціональному використовуванню ділиться на
передзаводську, виробничу, підсобну, складську, територію обслуговуючих та
допоміжних виробництв.
Структура підприємства приведена на рис. 1.2 і включає цехи основного
виробництва, та допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Згідно плану розташування основних та допоміжних цехів можна
розбити територію нашого підприємства на категорії щодо надійності
енергозабезпечення.
Згідно з ПУЕ [1], (пункти 1.2.17 – 1.2.20) до 1-ї категорії надійності
електропостачання відносяться лише ті електроприймачі, перерва в
електропостачанні яких може викликати небезпеку для життя та здоров’я
людей чи нанести значні збитки, пов’язаний з ушкодженням устаткування,
масовим браком продукції чи тривалим розладом складного технологічного
процесу. Споживачі першої категорії знаходяться в ливарному комплексі з
виготовлення деталей і комплектувальних для воріт, у складі агрегатів
насосної станції та в котельній. Ці електроприймачів повинні живитися від
двох незалежних джерел, а перерва їх електропостачання допускається лише
на час автоматичного включення резерву.
До споживачів 2-ї та 3-ї категорії відносяться допоміжні цехи, перерва в
роботі яких не призведе до зупинки технологічного процесу, псування
обладнання, погіршення екологічного стану чи виникнення загрози для
людського життя [3, 7]. До споживачів 2-ї та 3-ї категорій відносяться цех з
розкрою сталевої стрічки, цех з лінями з виробництва сендвіч-панелей, цех з
фарбування профілів і сендвіч-панелей у нестандартні кольори, цех збірки
ворітного полотна, складське приміщення, ремонтно-механічний цех, а також
адміністративно-проєктний корпус.
У визначенні незалежного джерела для живлення споживачів першої
категорії згідно ПУЕ (пункт 1.2.10) [1] сказано, що таким є джерело, «на якому
зберігається напруга при зникненні її на інших джерелах». При цьому
зрозуміло, що напруга цього джерела повинна бути на рівні, достатньому для
усталеної роботи електроприймачів протягом часу дії релейних захистів та
автоматики в живильній енергосистемі і на підприємстві.
1.4 Характеристика джерела живлення
Схема постачання та розподілу електроенергії по підприємству виглядає
так: на території підприємства розташована ГПП яка живиться від районної
підстанцій (РП). Первинна напруга (110 кВ) підводиться по повітряній лінії
(ПЛ), а вторинна (10 кВ) розподіляється по території підприємства
кабельними лініями (КЛ).
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
Основною умовою успішного впровадження глибоких вводів є гранична
компактність підстанцій, що досягається найпростішими схемними і
конструктивними рішеннями. При системі глибоких вводів не потрібні
проміжні розподільчі пункти РП, необхідні при великій ГПП; їхні функції
тепер виконують розподільні пристрої вторинної напруги 10 кВ; таким чином,
відпадає ланка комутації й одна проміжна мережна ланка та скорочується
число ступенів трансформації. При цьому підвищується надійність
електропостачання, тому, що у випадку аварії випадає тільки одна невелика
ланка, що легше відновити, чим при потужній ГПП; зона аварії різко
скорочується; зменшуються робочі струми і струми короткого замикання на
вторинній напрузі таких невеликих підстанцій.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ; потужність КЗ на шинах районної
підстанції SКЗ = 2395 МВА; довжина повітряної лінії lпл = 74 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 231 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 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Наявність інформації про цехові електричні навантаження, є необхідною
умовою при виборі та перевірці провідників (шин, кабелів тощо) і
трансформаторів по пропускній спроможності і економічній густині струму, а
також для розрахунку втрат і відхилення напруги, вибору апаратів захисту та
засобів компенсації реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І=const=Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадковий характер,
використовується співвідношення
t+Θ
1
ІΘ ( t)=
Θ I( t)×dt ,
t
де ‒ тривалість інтервалу осереднення ( t T −) , що приймаються для
графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ=3×T ( у решті
0
випадків ‒ Θ<3×T );
0
Т ‒ інтервал реалізації випадкового процесу;
Т0 ‒ постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3·Т0, провідник нагрівається 95% сталого рівня).
Умовно приймаємо Т0 = 10 хв., = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного співвідношення вводять поняття «розрахунковий струм»
Іроз ‒ це такий струм, що приведе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що і початкове змінне
навантаження I( t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Pроз = 3×U×Іроз×cosφроз .
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активній потужності за час
Θ
t+Θ
1
P = P( t)dt .
Θ
Θ
t
Активне розрахункове навантаження Pроз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Рmax або «максимального навантаження» Іmax = Іроз,
тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилинних інтервалах
усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень проводимо згідно
методики [2, 3, 4], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступінь (рівень) системи електропостачання,
розрахунки на кожну з них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Рроз, цеху) цеху. Розрахункова потужність Pроз ‒ це
така потужність, при якій термін служби елементів системи
електропостачання дорівнює розрахунковому. Величина Pроз відноситься до
сукупності вихідних даних на проєктування системи електропостачання.
Розрахунок навантаження цеху від окремого електропостачання (ЕП) до
шин цехової трансформаторної підстанції виконуємо нормативною методикою
[3, 4, 6, 7, 18]. При цьому у розрахунках використовуємо наступні позначення
та співвідношення:
‒ номінальна потужність P ;
ном
‒ паспортна потужність P ;
пасп
‒ установлена потужність Pу .
У розрахунках використовуємо загальноприйняті позначення: для ‒ Р,
для одного електроприймача ‒ р. При цьому для окремого електроприймача
установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу =pном =pпасп ;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі
ру = рном = рпасп× ТВ ,
де ТВ тривалість включення в долях одиниці (задається у паспорті, як правило,
у відсотках).
Переважна частина електроприймачів працює в довготривалому режимі,
тому їх установлена потужність дорівнює паспортній
pу =pном =pпасп .
Установлену потужність зварювального інвертора та кран-балки
визначаємо за виразом
ру, ТВ = рпасп× ТВ .
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
Групова номінальна (установлена) активна потужність ‒ це алгебраїчна
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
п
Рном =рном (2.1)
1
де п ‒ кількість електроприймачів у групі.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів та остаточний розрахунок
по цеху
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах [3, 5].
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 [3].
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю, умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за виразами:
Рном, у = 3× Рном.max ф
або Рном, у = 3×Sпасп× ТВ cosпасп , (2.2)
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ× А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна трифазна
номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від одного до
трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної системи,
визначаються за формулами: при одному електроприймачеві
Рном, у = 3 × Рном. ;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3× Рном.max ф .
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і
cos , включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз, у =3Кв Кр Рном max ф . (2.3)
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 pном ф
nе = , (2.4)
3 pном max ф
де pном ф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
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 складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці 2.4 [3].
Наприклад, для фази а маємо
P(a) = Кв Рав (ав)а + Кв Рac (аc)а + К в Рао ;
Q(a) = Кв Рав q(ав)а + Кв Р q
аc (аc)а + Кв Qао ,
де Paв, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами ав і ас;
Pao, Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
(ав)а , (ас)а , q(ав)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень, що
включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз в і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів:
Р = 3 Р(с) ,
Q = 3 Q(c) . (2.5)
В цеху, електропостачання якого ми розраховуємо, встановлено шість
однофазних ЕП і які можна розподілити на дві групи.
До них відносяться:
а) перша група − три зварювальні апарати,
б) друга група – три нагрівальні ВЧ установки.
Споживачі першої групи підключені на фазну напругу мережі − 0,4 кВ
(рівномірно, кожен на іншу фазу), та мають наступні характеристики:
− cosφпасп = 0,5;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 2 кВт.
Споживачі другої групи підключені на лінійну напругу мережі – 0,4 кВ
(рівномірно, кожен споживач на іншу комбінацію фаз), та мають наступні
характеристики:
− cosφпасп = 0,8;
− паспортні потужності яких складають: Рпасп.ф = 80 кВА;
Оскільки маємо кількість однофазних ЕП до трьох включно в кожній
групі, а також враховуючи рівномірне пофазне навантаження мережі 0,4 кВ,
умовну трифазну номінальну потужність Рном у (кВт), при рівномірному
розподілі по фазах, обчислимо:
− для першої групи однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені на фазні
напруги
Рном, у1 = 3× Рном.max ф ,
Рном, у1 = 3× 2 = 6 кВт.
− для другої групи трьох однофазних ЕП, що рівномірно ввімкнені
на лінійні напруги
Рном, у 2 = 3× Рном.max ф .
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Рном, у 2 = 3×80 = 240 кВт.
Для виконання остаточного розрахунку всі електроприймачі (в т.ч.
враховуючи однофазні) розділяємо на 3 групи за ознакою коефіцієнта
використання та cosφ .
Для прикладу проведемо розрахунки для групи з кв = 0,2, а також
cosφ = 0,65 ; отримаємо
Рном (к = 0,2; cos=0,65) = 4 7 + 5 30 + 6 35+ 6 45+ 6 10 + 5 5,5+ 6 5,5 = 778,5 кВт.
в
Аналогічно отримаємо для наступної групи (кв = 0,8; cosφ = 0,8 )
Рном (кв = 0,8; cos=0,8) = 264 кВт.
Аналогічно отримаємо для іншої групи (кв = 0,15; cosφ = 0,5 )
Р кВт.
ном (кв = 0,15; cos=0,5 = 36
)
Тоді групова номінальна (установлена) потужність цеху складе
Рном цеху = 778,5+ 264 + 36 =1078,5 кВт.
Результати розрахунків заносимо в таблицю 2.1 (форма Ф 636‒92).
Групова номінальна реактивна потужність ‒ це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
п п
Qном =qном =рном tg (2.6)
1 1
де tg ‒ паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Так, наприклад, для групи з кв = 0,2; отримаємо
Qном 1 = 778,5 1,17 = 910,8 квар.
Аналогічно отримаємо для групи (кв = 0,8)
Qном 1 =198 квар.
Також аналогічно отримаємо для третьої групи з кв = 0,15; отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Qном 2 = 62,3 квар,
Тоді групова номінальна реактивна потужність цеху становитиме
Qном цеху = 910,8+198+ 62,3=1171,1 квар.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною K P , що відповідає значенню K p , за
в ном
співвідношенням
Pроз =Kp Kв Pном , (2.7)
де Kp = f (Kв,ne,Ta ) ‒ коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання K та ефективної кількості електроприймачів пе в
та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховуємо електричні
навантаження.
Згідно [5] приймаємо наступні сталі часу нагріву:
‒ T = 10 хв. ‒ для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
a
шинопроводи, пункти, щити;
‒ T = 2,05 хв ‒ для магістральних шинопроводів і цехових
a
трансформаторів;
‒ T ≥ 30 хв. ‒ для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
a
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою K p = 1.
Добуток K є проміжною допоміжною розрахунковою величиною,
в Pном
але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це могло вважатися
раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів n визначаємо за
e
співвідношенням
n
Pном
1
ne = , (2.8)
n
n p2
ном
1
Величину n можна також знайти за спрощеним співвідношенням
e
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
2 pном
ne = , (2.9)
pном.тах
2 1140,5
ne = = 22,8.
100
Значення коефіцієнта використання кв по кожному окремому
електроприймачі визначаємо за довідковими даними [4].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними кв і
знаходимо за формулою
n
кв.і pном.і
K = 1 , (2.10)
в n
pном.i
1
Оскільки, у вибраних нами групах присутні споживачі які мають
однаковий коефіцієнт використання, то Кв = кв.і .
Груповий коефіцієнт використання по цеху цілому (середньо виважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Kв.і Pном.і
K = 1 , (2.11)
в.цеху n
Pном.i
1
778,5 0,2 + 36 0,15+ 264 0,8
Kв.цеху = = 0,345.
778,5+ 36 + 264
Відповідно до отриманих даних коефіцієнт розрахункової потужності
для цеху визначаємо за довідковими даними [3, 5] − К р = 0,85.
З урахуванням приведених вище співвідношень, формула для
визначення розрахункової активної потужності прийме вид:
п
Pроз.цеху =Kp Kв.цеху Pном =Kp Кв.і Pном.і , (2.12)
1
Pроз.цеху = 0,85 (778,5 0,2+36 0,15+ 264 0,8) =316,5 кВт.
Реактивну потужність по цеху, на шинах ТП, розраховуємо за
співвідношенням
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Qроз.цеху = Kp Kв.i Pном.i tgi , (2.13)
i
Qроз.цеху = 0,85 (778,5 0,2 1,17 + 264 0,8 0,75+36 0,15 1,73) = 297,4 квар.
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ пізніше повинне бути додане
освітлювальне навантаження Pроз.oc , Qроз.oc .
Повна розрахункова потужність S роз силових електроприймачів (без
врахування потужності освітлення) напругою до 1 кВ визначаємо за
формулою
Sроз.цеху = P2 2
роз.цеху +Qроз.цеху ,
Sроз. = 316,52 + 297,42 = 434,3 кВА.
Отримані результати заносимо у відповідні графи таблиці 2.1, виконаної
за формою Ф 636-92 [3].
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок (Рп. оc. ф ) використовуються дані: тип світильника, коефіцієнт
запасу кз , освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа
освітлювального приміщення S. По обраному типу світильника, площі
освітлювального приміщення та висоті підвісу світильників згідно [7]
визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення необхідну
для забезпечення необхідного значення норми освітленості.
Габаритні розміри цеху: А=73м; В=57м; Н=6м. В цеху
використовуються світильник типу КСС, ГСП04 − 400, лампи ДРІ − 400, що
мають ККД=65%, кр =0,85; cos0 = 0,8 ( tg0 = 0,75).
Максимальну активну потужність освітлювальних установок Pmax oc
визначимо згідно виразу
Pmax оc = Рроз, ос, цеху = кп×Рп.оc.ф×S,
де кп – коефіцієнт попиту освітлення, 1,1;
S – площа приміщення, S = 73 57 = 4161м2;
Р 2
п. оc.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м ,
визначається за формулою
Еф кз.ф
Рп.оc.ф = Рп.оc.табл× × × кr ,
100 кз.табл
де Рп.оc.табл – питома потужність освітлювальної установки, 8,4 Вт/м2;
Еф – фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, 200 лк
(за умовою);
кз ф – коефіцієнт запасу фактичний для виконуваного виду робіт, 1,5;
кз табл – коефіцієнт запасу табличний для виконуваного виду робіт, 1,4;
к – коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення, 0,5 .
Дані приведені, враховуючи висоту підвісу світильників 5 м, оскільки
висота цеху становить 6 м. Величину Еф приймемо для розрахунку рівною 200
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
лк (за умовою).
Далі отримаємо:
200 1,5
Рп.оc.ф = 8,4× × × 0,5 =8,99 Вт/ м2,
100 1,4
Pmax оc = Рроз, ос, цеху =1,1×8,98×4161= 41342,4 Вт = 41,1 кВт.
Для газорозрядних ламп максимальна реактивна потужність
Qmaxоc =Qроз, ос, цеху = Pmax оc tg0 ,
де tg0 – відповідно значенню cos0 для кожного типу ламп.
Qмах ос =Qроз, ос, цеху = 41,10,75=30,8 квар.
Характеристики освітлення різних видів освітлення приймаються згідно
до довідкових даних та відповідних нормативних документів [4, 5, 7].
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарну активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами:
Р = Р
0,4цеху роз.цеху+Росв, кВт ;
Р = 316,5+41,1=357,6 кВт ;
0,4цеху
Q = Qроз.цеху +Qосв, квар ;
0,4цеху
Q = 297,4+30,8=328,2 квар;
0,4цеху
Одночасно визначаємо розрахункове навантаження SТП на шинах
цехової підстанції за виразом
2 2
SТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху )
S 2
ТП = 357,6 + 328,22 = 485,4 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях
системи електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів (цехів,
підрозділів) з урахуванням коефіцієнта одночасності збігання максимумів
навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [4].
Приблизну потужність заводу (на шинах РУНН) SНН ГПП визначаємо за
формулою
2 2
N N
SНН ГПП = Ко P0,4 цеху +
i Q .
0,4 цехуi
i i
Дані про електричне навантаження інших цехів підприємства (заводу)
приводяться у вигляді таблиці 2.2. Значення навантажень повинні відповідати
вихідним даним, характеру і специфіці виробництва, загальної потужності
підприємства тощо.
Далі підставимо у наведений вираз відповідні значення та отримаємо
величину сумарної приблизної потужності підприємства (кВА)
Sпр = 0,95 46332 + 29022 = 5194 кВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
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 наявні
декілька методів. Враховуючи наявність впливу сукупності факторів на вибір
місця розташування підстанції, доцільно використовувати достатньо точні
методи, які дозволяють визначити координати ЦЕН (при похибці приблизно
5 −10 % ).
Використовуючи обрані методи, необхідно обчислити координати ЦЕН
ХЦЕН та УЦЕН як для активної так і реактивної потужності. При цьому у
якості навантаження Рроз (Qроз ) має використовуватися розрахункове
i і
значення потужності (активної і реактивної відповідно), що отримано у
попередніх розділах (або міститься у вихідних даних), а у випадку окремих
електроприймачів − номінальна активна і реактивна потужність окремого ЕП.
Розрахунки ЦЕН, враховуючи достатньо велику кількість
електроприймачів цеху (декілька десятків), доцільно виконувати за допомогою
відповідних прикладних комп’ютерних програм для проведення розрахунків..
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена
картина середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів
електроенергії [3, 4]. Картограму навантажень будують, як на плані
розташування приймачів електроенергії в цехах, так і на генеральному плані
всього промислового підприємства. Якщо картограму будують на генплані
промислового підприємства, то, в такому випадку, в якості електроспоживачів
електроенергії розглядають самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3, 4]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. За центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії,
а радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача
електроенергії; значення його знаходять із умови рівності розрахункової
середньої активної потужності групи електроспоживачів площі кругу [3, 4].
Розрахунок параметрів кругів проведемо на прикладі цеху деталей і
комплектуючих для воріт.
Радіус розрахункового кола r (мм) визначаємо за виразом
P
r= м , (2.14)
π×m
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
де Рм − максимальне електричне навантаження цеху, кВт; = 3,14 ; m −
масштаб, кВт/мм2 (приймаємо згідно потужності цеху − 0,23 кВт/мм2).
Підставивши у формулу (2.14) відповідні значення, отримаємо радіус
кола
357,6
r = = 22,3 мм.
3,14 0,23
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому та освітлювальному навантаженням. Величини відповідних кутів
αс.м. та αо.м. (градус) визначаємо за формулами:
360× Р
м.с.
с.м. = ; (2.15)
Рм
360× Р
= м.о.
о.м. , (2.16)
Рм
де α − величина сектору, градус.
Підставивши у формули (2.15) та (2.16) відповідні значення, отримаємо
величини відповідних кутів (градусів):
360 316,5
с.м. = = 318,6;
357,6
360 41,1
о.м. = = 41,4.
357,6
Далі проводимо аналогічні розрахунки та знаходимо величини
відповідних радіусів кіл, та кутів для інших цехів та підрозділів підприємства,
отримані дані заносимо до таблиці 2.3.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Точку, що відповідає теоретичному центру електричних навантажень
підприємства з координатами Х, Y (м), знаходимо за виразами:
n
(Pм.і х і )
X = i=l ; (2.17)
n
Рм.і
і=l
n
(Pм.і yі )
Y = i=l , (2.18)
n
Рм.і
і=l
де хі , yі − координати навантаження окремих об’єктів підприємства, м;
Рм.і. − максимальне навантаження цеху, кВт.
Підставивши у формули (2.17) та (2.18) відповідні значення, отримаємо
координати центру електричних навантажень підприємства (м):
760558
Х = =163 м;
4633
471266
Y = =101 м.
4633
Отримані значення ми будемо використовувати при виборі місця
розташування ГПП.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
Правильне розміщення трансформаторних підстанцій на території цеху
– одне з важливих питань при побудові раціональної системи
електропостачання [4].
При розташуванні цехової ТП враховують зокрема, наступні вимоги [1,
4]:
а) максимальне приближення до ЦЕН;
б) зведення до мінімуму зворотних потоків енергії до джерела живлення;
в) бажано щоб трансформатори розташовувались на відкритому повітрі;
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові ТП з метою економії металу і електроенергії рекомендується
встановлювати в 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.
Цехові ТП розташовують як можна ближче до центру електричних
навантажень (ЦЕН) у мертві зоні обслуговування підйомних кранів, між
колонами і т. д.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декількох факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5-10%), суть якого полягає в наступному. Координати ЦЕН
обчислюються по формулах наведених нижче.
Координати ЦЕН цеху деталей і комплектуючих для воріт:
n
(Pроз. x )
і i
ХЦЕН = i=1
n ;
Pроз.і
i=1
n
(Pроз. y )
i i
У i=1
ЦЕН = n ,
Pроз.i
i=1
де Рроз і, Qроз і – розрахункове навантаження окремого вузла живлення, ділянки,
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
а у випадку окремих електроприймачів – номінальна активна і реактивна
потужність окремого ЕП,
xі, yі – координати відповідного споживача.
Вихідні дані, проміжні величини та результати розрахунку заносять у
таблицю 2.5.
Таблиця 2.5 − Розрахунок центру електричних навантажень цеху
№,
Найменування P
п/п ном. j x P
i ном. j xi y P
i ном. j yi X ЦЕН YЦЕН
Універсальний
1 металообробний 10 58 580 47 470
верстат
Універсальний
2 металообробний 10 62 620 47 470
верстат
Універсальний
3 металообробний 10 66 660 47 470
верстат
Універсальний
4 металообробний 10 58 580 43 430
верстат
Універсальний
5 металообробний 10 62 620 43 430
верстат
Універсальний
6 металообробний 10 66 660 43 430
верстат
Токарний
7 45 41 1845 23 1035
верстат
Токарний
8 45 45 2025 23 1035
верстат
Токарний
9 45 49 2205 23 1035
верстат
Токарний
10 45 41 1845 17 765
верстат
Токарний
11 45 45 2025 17 765
верстат
Токарний
12 45 49 2205 17 765
верстат
Фрезерний
13 35 7 245 23 805
верстат
Фрезерний
14 35 11 385 23 805
верстат
Фрезерний
15 35 15 525 23 805
верстат
Фрезерний
16 35 7 245 17 595
верстат
Фрезерний
17 35 15 525 17 595
верстат
Фрезерний
18 35 15 525 17 595
верстат
Поздовжньо-
19 стругальний 5,5 6 33 46 253
верстат
Поздовжньо-
20 стругальний 5,5 9 49,5 46 253
верстат
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Продовження таблиці 2.5
Поздовжньо-
21 5,5 12 66 46 253
стругальний верстат
Поздовжньо-
22 5,5 6 33 43 236,5
стругальний верстат
Поздовжньо-
23 5,5 9 49,5 43 236,5
стругальний верстат
Поздовжньо-
24 5,5 12 66 43 236,5
стругальний верстат
25 Механічні ножиці 30 39 1170 47 1410
26 Механічні ножиці 30 42 1260 47 1410
27 Механічні ножиці 30 45 1350 47 1410
28 Механічні ножиці 30 42 1260 42 1260
29 Механічні ножиці 30 45 1350 42 1260
30 Фарбувальна камера 7,0 23 161,0 46 322,0
31 Фарбувальна камера 7,0 28 196,0 43 301,0
32 Фарбувальна камера 7,0 23 161,0 46 345
33 Фарбувальна камера 7,0 28 210 43 301,0
Зварювальний
34 2 47 94,0 47 94,0
інвертор
Зварювальний
35 2 51 102,0 47 94,0
апарат
Зварювальний
36 2 47 94,0 43 86,0
апарат
Шліфувальний
37 5,5 7 38,5 23 126,5
апарат
Шліфувальний
38 5,5 11 60,5 23 126,5
верстат
Шліфувальний
39 5,5 15 82,5 23 126,5
верстат
Шліфувальний
40 5,5 7 38,5 18 99
верстат
Шліфувальний
41 5,5 15 82,5 18 99
верстат
42 Електроталь 15 71 1065 20 300
43 Електроталь 15 71 1065 49 300
Нагрівальна ВЧ
44 100 63 6300 28 280
установка
Нагрівальна ВЧ
45 100 67 6700 28 280
установка
Нагрівальна ВЧ
46 100 63 6300 24 240
установка
47 Вентилятор 3 7 21 14 42
48 Вентилятор 3 24 72 14 42
49 Вентилятор 3 47 141 14 42
50 Вентилятор 3 62 186 14 42
51 Вентилятор 3 8 24 50 150
52 Вентилятор 3 28 84 50 150
53 Вентилятор 3 41 123 50 150
54 Вентилятор 3 59 177 50 150
P
ном. j Pном. j x
i Pном. j y
i
1079 51874 22539 48 21
Використовуючи проміжні розраховані дані які занесені в таблицю,
розраховуємо ЦЕН цеху:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
51874 22539
Х = =48 м ;
ЦЕН YЦЕН = =21 м.
1079 1079
Розрахунок центру реактивного навантаження має зміст лише тоді, коли
компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях компенсації
споживачів реактивної енергії, або в цеху встановлено високовольтні двигуни,
які є джерелом реактивної потужності [4].
Якщо на основі аналізу структури електроспоживання цеху прийнято
рішення про компенсацію реактивної потужності на шинах цехової ТП,
координати ЦЕН реактивного навантаження цеху не розраховують [4].
Оскільки в нашому цеху не встановлено високовольтних двигунів, а
компенсація реактивної потужності здійснюється на шинах цехової ТП, тобто
не в місцях концентрації джерел реактивної потужності, тоді ЦЕН
реактивного навантаження не розраховується [4].
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкта, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження.
При виборі місця розташування цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якій мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і їх переважного напрямку.
Згідно ПУЕ [1], підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП)
[4, 7, 13, 17]. Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під
землею, в спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства [3, 4]. Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних
вводів районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 70 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду в кінці місяця згідно
з фактично використаною електроенергією.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
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) [4].
Живлення ГПП, ПГВ від мереж енергосистеми повинне виконуватися не
менше ніж по двох лініях, підключеними до незалежних джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії, що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства і розподілу її по окремим групам споживачів. ГПП
бувають двох видів: тупикові і прохідні [4].
Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з
трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції).
Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в
розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
В якості прикладу на рисунках 3.1 і 3.2 нижче приведені схеми РУВН
«схема 35-9А» та «схема 110-3Н».
Схеми РУ ПС при конкретному проєктуванні розробляються з
врахуванням схем розвитку енергосистеми, схем електропостачання району чи
об’єкта та інших робіт з розвитку електричних мереж.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники [4].
Використання замість високовольтних вимикачів струмо-
відокремлювачів і короткозамикачів (система ВДКЗ) небажано в зв’язку з їх
нестійкою роботою в зимовий період.
Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими
з регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори
виконуються з розщепленою вторинною обмоткою [3, 4].
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Розподільчий пристрій 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільчих
пристроїв (КРП) [3, 4].
До складу КРП входять ввідні КРП, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРП, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів [4].
Для прикладу на рисунку 3.3 наведена електрична схема типової
розподільчої установки у складі цехової ТП.
Рисунок 3.1 – Схема РУВН “35-9А” підстанції 35/6 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “110-3Н” підстанції 110/10 кВ
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ в конструкції підстанції
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені міждержавним стандартом (ГОСТом)
напруги: 35, 110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої
обмежене. При цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах
міської та промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для
ПЛ 35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ [4].
Узагальнюючи вище наведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, попередньо обираємо схему ГПП, наведену на
рисунку 3.4
Розподільча установка 10 кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоткових трансформаторів) і складається з комплектних розподільних
установок (КРУ).
До складу КРУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, шиноз’єднувальні КРУ, для відгалужень до окремих споживачів
(трансформаторів), трансформатори власних потреб та вимірювальні
трансформатори [9].
Рисунок 3.4 − Електрична частина попередньо обраної ГПП 110/10 кВ
Враховуючи те, що наше підприємство є окремо розташованим об’єктом
і має споживачі першої категорії надійності електрозабезпечення, згідно ПУЕ
(розділ 4.2), ми приймаємо тупикову ГПП з напругою високої сторони 110 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
та напругою низької сторони 10 кВ, яка буде розташовуватися на території
підприємства [3].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі,
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах.
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненій атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами [3].
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 з ПУЕ [1].
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і
приблизна потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП [3, 4].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП =Ко (P0,4 цеху і + PT) + (Q
0,4 цеху і + QT) , (3.1)
i i
де PT і QT – втрати, відповідно, активної і реактивної потужності у
силових трансформаторах ГПП;
Ко =0,9.
Активну ΔРТ (кВт) і реактивну ΔQТ (квар) складову втрат в
трансформаторі визначаємо за виразами:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
РТ = 0,02 Sпр;
QТ = 0,1Sпр ,
де Sпр − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, кВА (S пр= 5193,6
кВА дані з таблиці 2.2).
Тоді отримаємо:
РТ = 0,02 5194=104 кВт;
QТ = 0,15194=519 квар.
Далі
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4633+104) + (2902 + 519) =
2 2
= 0,9 (4737,2) + (3421,2) = 5259 кВА.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу [17].
SВН ГПП
Іроз= Кзав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання, Кзав.Л =0,95 [4].
5259
Іроз = 0,95 =13,0 А.
2 3 110
Переріз лінії живлення Fек (мм2) визначаємо за виразом
I
F м
eк = , (3.3)
Jек
де Jек − нормоване значення економічної густини струму, А/мм2;
визначається згідно з ПУЕ [1] (таблиця 1.3.36). При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії
сталеалюмінієвими провідниками економічна густина струму складе Jек = 1,3
А/мм2 [1].
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
Підставивши у (3.3) відповідні значення, отримаємо значення перерізу
ПЛ
130
F 2
eк = =10 мм .
1,3
Вибраний розрахунково-економічний вигідний переріз проводу
округлимо до найближчого стандартного перерізу Fст. Але вибираємо
мінімальний стандартний переріз лінії Fст = 70 мм2 (за умовою корони [1]
мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ – 70 мм2), марки АС−70.
Тривалий допустимий струм провідника такого перерізу визначаємо згідно
ПУЕ [1] (таблиця 1.3.29). При прокладанні провідника ззовні приміщень
тривало допустимий струм складе Іт.д = 265 А [1, 3].
Далі вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.4)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища, к=1
13,0 1265;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.5)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25 ;
2 13,0 1 1,25 265,
26,0 331,2;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
від напруги [1].
Вибраний провід повністю відповідає усім умовам та режимам роботи.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70.
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Приведемо характерні особливості ПЛ для різного класу напруги [4].
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 [4].
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі збільшенням
до 35−55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2−3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.5)
Рисунок 3.5 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
На рисунку 3.5 S1, S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
U/
ф = Iа R + Iр X = I (Rcos+Xsin) . (3.6)
де R = r0l = 0,329 74 = 24,3 Ом,
Х = х0l = 0,195 74 =14,4 Ом.
(r0, x0 − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0 = 0,329 Ом/км, х0= 0,195 Ом/км [3]; lл − довжина
лінії, км, lл = 70 км ),
P 4737 Q 3421
cos= = = 0,9; sin= = = 0,65.
S 5259 S 5259
U/
ф =13,0 (24,3 0,9 +14,4 0,65) = 405,99В.
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
U/ /
ф = Iа X− Iр R = I (X cos−R sin) . (3.7)
U/ /
ф =13,0 (14,4 0,9 − 24,3 0,65) =− 36,86В.
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U = U +U = U +U + jU//
ф1 ф2 ф ф2 ф ф =
(3.8)
= Uф2 + (IaR + IpX)+ j(IaX − IpR) = Uф1 e
j,
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 = (Uф2 + U/
ф)2 + (U/ / 2
ф ) , (3.9)
Uф1 = (110000 + 405,99)2 + (−36,86)2 =112 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
та його фаза
U/ /
ф
= arctg , (3.10)
Uф2 + U/
ф
−36,86
= arctg 0.
110000 + 409,1
Тоді
Uф = Uф1 − Uф2 . (3.11)
Uф = 112 − 110 = 2 кВ.
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має вид
Рисунок 3.6 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U/ / = 3 U/ /
ф = 3 (Ii ri cosi + Ii xi sini ) . (3.12)
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
/ PіR +Q X P R +Q X
U U = 3 (Ia R + I X) = і і і
p , (3.13)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Тоді отримаємо
U U/ = 3 (13,0 0,9 24,3+13,0 0,65 14,4) = 702,4 В.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктній обрахованій проєктній потужності (табл. 2.2), складає
702,4
U(%) = 100 = 0,639%.
110000
Таким чином значення втрат напруги, обчисленими за виразами (3.5) –
(3.13) є допустимими, та можемо зробити висновок, що вибрані параметри
провідника здатні забезпечити передачу необхідної потужності до ГПП
підприємства при допустимих втратах напруги.
Таким чином, обрані технічні характеристики ПЛ можуть з
мінімальними втратами напруги передавати розрахункову потужність в
напрямі до підприємства.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ = 0,02 Sпр; (4.1)
QТ = 0,1Sпр , (4.2)
де Sпр(6 ст.) − приблизна повна потужність об'єкта проєктування, що
визначається на 6 ступені, кВА (S пр(6 ст.)= 5194,6 кВА див. табл. 2.4).
Тоді отримаємо:
РТ = 0,02 5194=103,88 кВт;
QТ = 0,15194 =519,40 квар.
Таким чином, потужність ГПП визначається виразом
Тоді отримаємо:
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4633+103,88) + (2902 + 519,40) ;
2 2
SВН ГПП = 0,9 (4736,88) + (3421,40) = 5260 кВА.
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
SВН ГПП
SТ = ,
2 0,7
5260
Sтр = = 3757 кВА.
2 0,7
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Отож, доцільним буде обрати номінальну потужність кожного з
трансформаторів ГПП, S = 4000 кВА.
ном тр
Щоб перевірити трансформатор на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначається за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К1 =
i=1 , (4.5)
S n
ном Т ti
i=1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які потужність навантаження не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K / / /
2 та K2 .
Підставивши у формулу (4.5) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту початкового завантаження трансформатора
1 ((2,652 1) + (1,992 1) + (1,992 2) + ...+ (3,982 3) + (3,312 1) + (2,652 1))
К1 = = 0,604.
4 (1+1+ 2 +1+1+ 2 + 3+ 3+ 2 + 3+1+1)
Величина K /
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
К/ 1
= i=1
2 , (4.6)
S m
ном Т ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Підставивши у формулу (4.6) відповідні значення, отримаємо величину
коефіцієнту перевантаження трансформатора
1 (5,22 3)
К '
2 = =1,3.
4 3
Величина K / /
2 визначається за виразом
0,9 S
/ / пp(6 ст.)
К2 = ,
Sном т
'' 0,9 5,194
К2 = =1,17.
4
Для подальших розрахунків беремо коефіцієнт перевантаження рівним
К2 = К2´ = 1,3.
Для трансформатора з масляним охолодженням та примусовою
циркуляцією масла при температурі охолоджувального середовища θохол = 30
оС та коефіцієнтові початкового завантаження К1 = 0,6 згідно з даними
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
наведеними у [3, 4]. Значення коефіцієнту допустимого перевантаження при
аварійних несистематичних перевантаженнях по t = 6 годин на добу складе
К2доп = 1,3.
Робота трансформатора в такому режимі допускається, оскільки
виконується умова
К2доп К
2;
1,31,3.
Отже тепер вже остаточно обираємо тип силового трансформатора
ГПП, приймаємо номінальну потужність трансформатора Sн.тр=4000 кВА;
марка трансформатора ТМН 4000/110 з напругами ВВ=115 кВ; НВ=10,5 кВ.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів), для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів підприємства передбачається живлення від трансформатора, який
залишився у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном Т 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:
Sпp(6 ст.)
SномТ . (4.7)
2
5194
4000 кВА = 2597 кВА.
2
Умова виконується.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
При вирішенні цього питання керуються такими положеннями:
– число трансформаторів на підстанції визначається з умови надійності
живлення з урахуванням категорії споживачів електроенергії;
– намічаються можливі варіанти потужності трансформаторів з
урахуванням допустимого їх перевантаження в робочому і післяаварійному
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
режимах, і на підставі техніко-економічного зіставлення вибирається
прийнятний варіант з урахуванням можливого збільшення навантажень.
Існує декілька методик розрахунку числа та потужності цехових
трансформаторів з врахуванням компенсації реактивної потужності. Один з
можливих шляхів вибору числа і економічної потужності цехових
трансформаторів одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) приведено нижче. Загальна послідовність розрахунків наступна.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NТ.Е. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1 .
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Обираємо попередньо потужність силового трансформатора ТП, що
буде встановлена в нашому цеху
SТП 485,4
SпиблТ = = = 346,7 кВА.
2 0,7 2 0,7
За цим значенням потужності обираємо оптимальну номінальну
потужність цехового трансформатора Sном Т = 400 кВА, тип ТМЗ-400/10.
Для підвищення надійності роботи трансформаторів цехової КТП у
післяаварійному режимі (при живленні споживачів цеху від одного
трансформатора), частина невідповідальних споживачів III категорії на даний
період може відключатися від електропостачання, розвантажуючи
трансформатор який залишається в роботі [5].
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK =QHK1 +QHK2. (4.9)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nмін однакової потужності
SномТ, що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень
дорівнює:
P
N max
min = + N, (4.10)
кзаван Sном Т
де Pмах – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
SномТ – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
357,6
Nmin = + 0,81= 2.
0,75 400
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin +m , (4.11)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3] у
функції Nmin і N , тоді отримаємо m=0
Nе = 2.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
2
Qmax T = (Nе к
2
заван.ф Sном T ) − Рmax , (4.12)
S
де к ТП
заван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, кзаван.ф =
Ne Sном T
485,4
kз.ф = = 0,61.
2 400
Підставивши у формулу (4.12) відповідні значення, отримаємо величину
некомпенсованої потужності
Qmax.т = (2 0,61400)2 − 357,62 = 332,1 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе
QHK1 =Qmax −Qmax T , (4.13)
0,4
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
QHK1 =328,2−332,1= −3,86 квар.
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
QHK2 =Qmax −QHK1 − Nе Sном Т (4.14)
0,4
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників K1 ,
K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
сстеми України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24 [1].
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з довідковими
даними.
Значення коефіцієнту К1 визначаємо згідно [1, 3]. Для енергосистеми
центру при числі робочих змін – 1 питомий коефіцієнт втрат складе К1 = 24.
Значення коефіцієнту К2 визначаємо згідно даних з [3]. При потужності
кожного цехового трансформатора Sт = 400 кВА та довжині живлячої лінії l ≤
0,5 км коефіцієнт К2 = 3.
Відповідно значення коефіцієнту γ при К1 = 24 та К2 = 3 складе γ = 0,18.
Підставивши у формулу (4.14) відповідні значення, отримаємо
додаткову потужність батарей статичних конденсаторів
QНК2 =328,2− (−3,86)−0,18 2 400=188,13 квар.
Остаточно сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів
складе
QHK = −3,86 +188,13=184,27 квар.
сум
Для встановлення у цеху обираємо дві комплектні КУ марки УК3−0,4−
100, з реактивною потужністю 100 квар кожна і номінальною напругою 0,4
кВ.
У результаті розрахунків за співвідношеннями (4.9) – (4.14) вибирається
кількість і потужність трансформаторів, а також сумарна реактивна
потужність батарей статичних конденсаторів.
Результати вибору приводиться у вигляді таблиці 4.1
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
4.3 Компенсації реактивної потужності на підприємстві
Заходи щодо 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 [2].
Вибір засобів компенсації повинен виконуватися одночасно з вибором
усіх елементів живлячої і розподільної електричної мережі для нормального і
післяаварійного режимів роботи [3, 4, 5].
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 [3].
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно враховувати[4]:
– забезпечення допустимих навантажень елементів електричної мережі і
трансформаторів;
– використання компенсуючого пристрою в якості одного із засобів
забезпечення якості електроенергії в електричній мережі;
– забезпечення балансу і обумовленого резерву реактивної потужності в
вузлах мережі за наявністю джерел реактивної потужності в допустимих
межах;
– забезпечення статичної стійкості роботи мереж і ЕП.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних [4]:
– 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 [4]:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
– збудження синхронних електродвигунів;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства [4].
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 [4].
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 [4]:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти ймовірність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [1, 3, 4].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qтах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк = кнс Qmax + Qт - Qек - Qнк.ф , (4.15)
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними, кнс =0,93) [3];
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар.
Підставивши у формулу (4.15) відповідні значення (Qeк = 231 квар –
беремо із завдання до роботи), отримаємо максимальну реактивну потужність
на шинах розподільного пункту 10 кВ (квар)
Qк =0,93×2902+519,0-231-1850=1136,9 квар.
Відповідно до отриманого значення обираємо два комплектні
високовольтні блоки статичних конденсаторів марки УКРМ−10,5−750−У3
потужністю QККУ = 750 квар при номінальній напрузі Uн = 10,5 кВ.
Таким чином, сумарна ємність конденсаторної установки складає ΣQККУ
= 1500 квар, при номінальній напрузі 10,5 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [4, 5]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх
за потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш ніж двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [4].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-
630 кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачі II категорії, їх живлення повинне здійснюватися
двокабельною лінією з роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг
перед магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і
обслуговуванні, безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують споживачам
під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть поєднуватись до
РП підстанції, до силових РП, або безпосередньо до трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
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.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Розподіл електроенергії у внутрішньозаводських електричних мережах
нашого заводу, виконуємо по одноступеневій радіальній схемі розподілу
електроенергії [3, 4].
Для визначення найбільш відповідальних електроспоживачів звертаємо
увагу на обладнання, що використовується в виробничому процесі заводу. В
нашому випадку до найбільш відповідальних споживачів відносяться
сушильні камери, цехи з виготовлення кабін, навісного обладнання з
гідроприводом, ковальський цех, компресорна станція, котельня. Саме
припинення електропостачання обладнання цих цехів приведе до масового
браку продукції, псування обладнання та загрози життю працівників заводу.
Зважаючи на те, що всі інші цехи заводу в своєму складі не мають
відповідальних та високовольтних електроспоживачів, живлення їх виконуємо
також по радіальній схемі розподілу електроенергії, але з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Прокладання кабельних ліній виконано в спеціально створених
підземних кабельних каналах [4].
Споживачі першої та другої категорії, згідно ПУЕ (пункт 1.2.17), як
правило, живляться від двотрансформаторних підстанцій, з резервуванням на
стороні 0,4 кВ. Враховуючи це до кожної трансформаторної підстанції
підведено по дві окремі кабельні лінії, кожна з яких живить окремий цеховий
силовий трансформатор. При проєктуванні враховуємо кількість та потужність
однотрансформаторних підстанції та розподіляємо їх потенціал потужності
так, щоб навантаження на обох вводах ГПП було приблизно однаковим.
Резервування споживачів, що живляться від одно трансформаторних
підстанцій, як правило виконується від більш потужного джерела живлення
0,4 кВ.
На рисунку 5.1. для прикладу приведено одноступеневу радіальну схему
розподілення електроенергії на підприємстві.
Рисунок 5.1 – Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибираємо згідно ПУЕ (розділ
3.3.35 – 2.3.53, таблиці 1.3.19 − 1.3.21) за економічною густиною струму з
перевіркою:
− на умови нагріву довготривалим розрахунковим струмом в
нормальному та післяаварійному режимах;
− на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
Розрахунок проведемо на прикладі цеху деталей і комплектуючих для
воріт. За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне повне навантаження, що складається з активного Рм.10 (кВт) та
реактивного Qм.10 (квар) навантаження з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Дані для розрахунків беремо з таблиці 1.4. Втрати активної
∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в трансформаторі з достатньою для
практики точністю приймаємо рівними відповідно 2% и 10% повної
максимальної потужності зі сторони низької напруги:
Рмакс10 = Рроз0,4 + РТ = Рроз0,4 + 0,02 Sном.Т; (5.1)
Qмакс10 =Qроз0,4 + QТ =Qроз0,4 + 0,1Sном.Т , (5.2)
де Рроз0,4, Qроз0,4 − активні та реактивні розрахункові навантаження на стороні
0,4 кВ, кВт та квар відповідно:
Р
макс10 =357,6+0,02 2 400= 373,6 кВт;
Qмакс10 =328,2+0,12 400 = 408,2 квар.
Аналогічно розраховуємо максимальні активні та реактивні
навантаження для інших цехів. Результати розрахунків заносимо до таблиці
5.1.
Таблиця 5.1 − Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
№, Позиція,
Рроз0,4 кВт Qроз0,4 квар Sном. Т, кВА Рмакс10, кВт Qмакс10, квар
п/п ТП
1 ТП-5 759,3 453,8 2×630 784,5 579,8
2 ТП-6 540,2 338,1 2×400 556,2 418,1
3 ТП-8 756,5 451,8 2×630 781,7 577,8
4 ТП-3 490,7 293,8 2×400 506,7 373,8
5 ТП-7 489,3 294,4 2×400 505,3 374,4
6 ТП-4 495,1 296,6 2×400 511,1 376,6
7 ТП-1 357,6 328,2 2×400 373,6 408,2
8 ТП-2 744,6 445,1 2×630 769,8 571,1
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Розрахункову потужність кожної радіальної лінії, що живить підстанцію
ТП-1 цеху по виготовленню офісних меблів Sл(ТП-1) (кВА) визначаємо згідно
електричної схеми живлення і розрахункових потужностей за виразом
S = Р 2 +Q 2 , (5.3)
л(ТП−1) макс10 макс10
де Рмакс10 і Qммакс10 − розрахункова активна і реактивна потужність лінії, що
живить підстанцію ТП-1, кВт та квар відповідно.
Підставивши у формулу (5.3) відповідні значення, отримаємо
розрахункову потужність лінії
S 2
л(ТП-1) = 373,6 + 408,22 = 553,44 кВА.
Розрахунковий струм лінії Іл(ТП-1) в нормальному режимі визначається за
виразом
S
I = л , (5.4)
л
3 Uн
де Uн − номінальна напруга лінії, кВ.
Підставивши у формулу (5.4) відповідні значення, отримаємо
розрахунковий струм лінії
553,44
Iл(ТП−1) = = 31,99А.
3 10
Для визначення перерізу живлячого кабелю визначаємо згідно ПУЕ
(таблиця 1.3.36) економічну густину струму. При використанні максимуму
навантаження від 1000 до 3000 годин на рік і виконанні живлячої лінії кабелем
з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією економічна густина струму
складе – Jек = 1,6 А/мм2 [1].
Визначаємо стандартний переріз кабельної лінії Fек(ТП-1), по якому
проходить струм Іл(ТП-1) за виразом
Iл(ТП−1)
Fек(ТП−1) = ;
Jек
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
31,99
Fек(ТП−1) = =19,99 мм2.
1,6
Для живлення підстанції ТП-1 обираємо кабель марки АСБГ(3×25) з
перерізом жил 25 мм2 та тривало допустимим струмом Іт.д = 90 А.
Аналогічно вибираємо кабелі, що живлять інші ТП. Результати
розрахунків зводимо в таблицю 5.2
Таблиця 5.2 − Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка
№, Sл, кВА Lл, м Iл, A Fек, мм2 Iт.д, А Марка кабеля
кабелю
п/п
1 ККУ-10 750 10 43,3 27,1 115 АСБГ(3×35)
2 ГПП-ТП6 695,8 49 40,2 25,1 115 АСБГ(3×35)
3 ГПП-ТП5 975,5 51 56,3 35,2 115 АСБГ(3×35)
4 ГПП-ТП2 958,5 82 56,9 35,5 115 АСБГ(3×35)
5 ГПП-ТП7 628,9 174 36,3 22,7 90 АСБГ(3×25)
6 ГПП-ТП8 972,1 13 56,1 35,1 115 АСБГ(3×35)
7 ГПП-ТП3 629,7 53 36,4 22,8 115 АСБГ(3×35)
8 ГПП-ТП1 553,4 210 32,0 20,0 90 АСБГ(3×25)
9 ГПП-ТП4 634,8 69 36,7 22,9 115 АСБГ(3×35)
Далі проведемо перевірку кабелю (на прикладі кабеля, що живить
підстанцію ТП-1) на допустимий струм в нормальному режимі роботи за
виразом
І І ×К ×К , (5.5)
л т.д 1 2
де К1 − поправочний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
в середовищі яких прокладено кабель; К1 = 1,04;
К2 − поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів,
прокладених паралельно; К2 = 0,87
Ідоп − тривалий допустимий струм на 1 кабель в нормальних умовах, А.
Підставивши у співвідношення (5.5) відповідні значення отримаємо:
31,99 90 1,04 0,87;
31,99 81,4.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
2 I I К К К , (5.6)
л т.д 1 2 3
де К3 − допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії; К3 = 1,25.
Підставивши у співвідношення (5.6) відповідні значення отримаємо:
2 32,0 90 1,04 0,87 1,25;
63,98102.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше 5% від Uн, тобто має виконуватися умова
U 52,5. (5.7)
Величина втрати напруги в лінії ΔU (В) визначається за виразом
U = 3 І L (r cos + x sin), (5.8)
л 0 0
де r0, x0 – відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км; для
кабеля АСБГ(3×25) r0 = 0,047 Ом/км, x0 = 0,92 Ом/км.
Значення величин cos, sin для відповідних кабельних ліній від ГПП
до цехових ТП знаходимо, наприклад для лінії ГПП-ТП1, за виразами
P 373,6 Q 408,2
cos = = = 0,68; sin = = = 0,74.
S 553,4 S 553,4
Підставивши у формулу (5.8) відповідні значення, отримаємо величину
втрати напруги у лінії (В)
U = 3 31,99 0,035 (0,047 0,68+ 0,92 0,74) =1,38 В.
Втрата напруги в лінії не перевищує допустиму, оскільки виконується
умова з виразу (5.7)
1,38 52,5.
Отже, вибраний кабель повністю відповідає усім умовам і режимам
роботи.
Аналогічно виконуємо перевірку інших живлячих кабельних ліній.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ 1000 В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань [6]:
– виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
– вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
– зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з’єднань СЕП;
– координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
– оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
– проєктування заземлювальних пристроїв;
– визначення впливу струмів КЗ на лінії зв’язку;
– вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
– аналіз аварій в електроустановках;
– проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Проводити розрахунки будемо відповідно до джерела, що представляє
собою настанову ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 [2], яка в т.ч. надає загальну
методику розрахунку струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВА;
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
S
− базисний струм визначаємо за формулою I б
б = .
3 Uб
Рисунок 6.1 – Електрична схема та схема заміщення для розрахунку
струмів КЗ у високовольтній мережі
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є [1, 6]:
– номінальна напруга енергосистеми UC :
– довжина повітряної лінії lПЛ .
Відповідно отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
100
− базисний струм ІІ ступеня: Iб2 = = 5,5 кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях.
Реактивний опір системи хс (в.о.) визначаємо за формулою
S
x = б , (6.1)
c
Sкз
де Sкз − потужність, яку видає генератор в мережу при короткому замиканні,
МВА (Sкз = 2395 МВА – з вихідних даних).
Підставивши у формулу (6.1) відповідні значення, отримаємо опір
електричної системи (в.о.)
100
хc = = 0,042.
2395
Активний Rпл (в.о.) та реактивний хпл (в.о.) опір повітряної лінії 110 кВ
визначаємо за виразами:
S
Rпл = r б
0пл lл ; (6.2)
U 2
б1
S
хпл = х б
0пл lл , (6.3)
U 2
б1
де r0пл, x0пл − активний та індуктивний опір 1 кілометру лінії, Ом; для лінії з
провідника марки АС−70 r0пл = 0,329 Ом/км, х0пл = 0,195 Ом/км; lл − довжина
лінії, км (lл = 74 км, відповідно до вихідних даних ) [3].
Підставивши у формули (6.2) та (6.3) відповідні значення, отримаємо
активний та індуктивний опір повітряної лінії 110 кВ
100
Rпл = 0,329 74 = 0,184;
1152
100
хпл = 0,195 74 = 0,109.
1152
Далі, реактивний опір трансформатора ГПП хтр визначаємо за виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
U S
х = к б , (6.4)
тp
100 Sн.mp
де Uк − напруга короткого замикання трансформатора, %; для трансформатора
ТМН – 2×6300/110 У1 Uк = 10,5%; Sн.тр − номінальна потужність
трансформатора – 6,3 МВА; фактичний коефіцієнт трансформації
U
n = ном В 115
= =10,5 .
Uном Н 11
Підставивши у формулу (6.4) відповідні значення, отримаємо
реактивний опір трансформатора ГПП (в.о.)
10,5 100
х тp = =1,67.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з’єднаними у такій
же послідовності [6].
Розрахунки проводять методом точного зведення у іменованих або
відносних одиницях.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання Кі
розраховується початкове значення Iп 0 періодичної складової струму КЗ,
ударний струм iу .
Розраховуючи ударний струм вважають [6] (у наших розрахунках
використовуються позначення фізичних величин, прийнятих у цьому
нормативі) [6]:
1) ударний струм наступає через 0,01c після початку КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01c
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого моменту
часу тощо.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К1 ІкзК1 (кА) за
виразом
I
I = б1 , (6.5)
кзК1
ZК1
де ZК1 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К1, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
2
ZК1 = (хc + хпл ) + R 2
пл ;
2
ZК1 = (0,042 + 0,109) + 0,1842 = 0,24 Ом.
Підставивши у формулу (6.5) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К1 (кА)
0,5
IкзК1 = = 2,08 кА.
0,24
Ударний струм в точці К1 іудК1 (кА) визначаємо за виразом
іудК1 = 2 IкзК1 kудК1, (6.6)
де kудК1 − ударний коефіцієнт в точці К1; визначається за формулою
R
−3,14 пл
х +х
k c пл
удК1 =1+ е ;
0,184
−3,14
k 0,042+0,109
удК1 =1+ 2,71 =1,4.
Підставивши у вираз (6.6) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К1
іудК1 = 2 2,08 1,4 = 4,12 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К2 ІкзК2 (кА) за
виразом
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
I
I = б2 , (6.7)
кзК2
ZК2
де ZК2 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К2, в.о.
Величину цього опору визначаємо за виразом
2
ZК2 = (х + х 2
с пл + хтр + хш ) + (Rпл +Rшл) ;
2
ZК2 = (0,042 + 0,109 +1,67 + 0,21) + (0,184 + 0,21)2 = 2,1 Ом.
Підставивши у формулу (6.7) відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К2
5,5
IкзК2 = = 2,62.
2,1
Ударний струм в точці К2 іудК2 визначаємо за виразом
іудК2 = 2 IкзК2 kудК2; (6.8)
де kудК2 − ударний коефіцієнт в точці К2; визначається за формулою
Rпл+R
−3,14 шл
хс+хпл+хтр+х
k ш
удК2 =1+ е ;
0,184+0,21
−3,14
kудК2 =1+ 2,71 0,042+0,109+1,67+0,21 =1,67.
Підставивши у формулу (6.8) відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К2
іудК2 = 2 2,62 1,67 = 6,19 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К3 ІкзК3 за виразом
I
I = б2 , (6.9)
кзК3
ZК3
де ZК3 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К3, в.о.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Величину цього опору визначаємо за виразом
ZК3 = (Хс +Х 2 2
пл +Хтр +Хш +Хавт +Хш +Хавт1 +Хл1) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт1 +R л1) ;
ZК3 = (0,042 + 0,109 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
+(0,184 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0612)2 = 3,42.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К3
5,5
IкзК3 = =1,61 кА.
3,42
Ударний струм в точці К3 іудК3 визначаємо за виразом
іудК3 = 2 IкзК3 kудК3; (6.10)
де kудК3 − ударний коефіцієнт в точці К3; визначається за формулою
R
−3,14 пл+Rш+Rавт+Rш+Rавт1+Rл1
Х
k =1+ е с+Хпл+Хтр+Хш+Хавт+Хш+Хавт1+Хл1
удК3 ;
0,184+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0612
−3,14
k =1+ 2,71 0,042+0,109+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК3 =1,1.
Далі підставимо у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К3
іудК3 = 2 1,611,1= 2,5 кА.
Розраховуємо струм короткого замикання в точці К4 ІкзК4 за виразом
I
I = б2 , (6.11)
кзК4
ZК4
де ZК4 − повний опір лінії від джерела живлення до точки К4, в.о.
Величину цього опору визначаємо за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
ZК4 = (Хс +Хпл +Хтр +Хш +Х 2 2
авт +Хш +Хавт2 +Хл2) + (Rпл +Rш +Rавт +Rш +Rавт2 +R л2) ;
ZК4 = (0,042 + 0,109 +1,67 + 0,21+ 0,13+ 0,21+ 0,17 + 0,082)2 +
= +(0,184 + 0,21+ 0,41+ 0,21+1,1+ 0,0625)2 = 3,43.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо струм
короткого замикання в точці К4
5,5
IкзК4 = =1,6 кА.
3,43
Ударний струм в точці К4 іудК4 визначаємо за виразом
іудК4 = 2 IкзК4 kудК4; (6.12)
де kудК4 − ударний коефіцієнт в точці К4; визначається за виразом
Rпл+Rш+Rавт+R +R
−3,14 ш авт 2+Rл 2
Хс+Х
k =1+ е пл+Хтр+Хш+Хавт+Хш+Хавт 2+Хл 2
удК4 ;
0,184+0,21+0,41+0,21+1,1+0,0625
−3,14
k =1+ 2,71 0,042+0,109+1,67+0,21+0,13+0,21+0,17+0,082
удК4 =1,14.
Підставивши у формулу відповідні значення, отримаємо величину
ударного струму в точці К4
іудК4 = 2 1,6 1,14 = 2,58 кА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 − Струми короткого замикання в СЕП
Точка короткого
К1 К2 K3 К4
замикання
Z*к, в.о. 0,24 2,1 3,42 3,43
І
КЗ, кА 2,08 2,62 1,61 1,60
іуд, кА 4,12 6,19 2,5 2,58
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
х с
К1
х л
R л
К1
х т р
К2 Rт р
х а в т
R а в т
х ш
Rш
К2
х а в т 1 х а в т 2
РозрахуКн3 о к струму Ко4 д н о фазного кRо р о ткого заRми к а ння здійснюємо у
ав т 1 ав т 2
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.2), що містить точку
А однофазного короткого замикання, склахд яа 1 є м о схемух зя 2а м іщення (рисунок
6.2), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [6].
Для розрахунку струму однофазногоR я з 1а м икання Rна я 2 з е млю приймаємо
електричТн Пу 1 с х ему трТа Пн с2 ф о рматора 110/10 кВ з [К43 , 6 ] і склаКда4 є м о схему
заміщення (рис 6.2), точка КЗ − А. Т П 1 Т П 1
S к з А
х с х л А х т р 1 х т р 2
Рисунок 6.2 − Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
х однофазного КЗ
с 0 х л 0 А х т р 1 0 х т р 2 0
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях. За базисні умови
приймаємо:
− базисна потужність − Sб = 100 МВАU; к 0
− базисна напруга − Uб1 = 115 кВ;
− базисний струм визначаємо за формулою
Ли с т
S
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а I = б
б .
Ко п и р о в а л 3 Uб Фо р м а т A4
Таким чином:
100
− базисний струм І ступеня: Iб1 = = 0,5 кА;
3 115
На базі цих схем приводимо схему для визначення опору нульової
послідовності (рис. 6.3). Розрахунок ведемо у відносних одиницях.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а
Рисунок 6.3 − Схема заміщення для розрахунку опору нульової
послідовності
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії х0 (в.о.)
визначаємо через опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n,
величина якого залежить від конструктивного виконання лінії за формулою
х = n х ; (6.13)
0 пл
де n − коефіцієнт в залежності від типу монтажу лінії, для одноланцюгової
лінії зі сталевими тросами n = 3.
Підставивши у формулу (6.13) відповідні значення, отримаємо
індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії (в.о.)
х0 =30,109 = 0,327.
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від
схеми з’єднання обмоток трансформатора − при схемі з’єднання зірка з
нульовим виводом − трикутник (рисунок 6.3) мають такі ж значення, як і
прямої послідовності.
Потужність однофазного короткого замикання S (1)
к (кВА) на шинах 110
кВ районної підстанції визначаємо через потужність трифазного КЗ за
формулою
S(1) = k S(3)
к к ; (6.14)
де k − коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5, при КЗ у віддаленій точці (поблизу трансформатора
ГПП), приймаємо k = 1,5.
Далі підставимо у вираз (6.14) відповідні значення, отримаємо
потужність однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ районної
підстанції (кВА)
S(1)
к =1,5 2395 = 3592,5 кВА.
Струм однофазного КЗ І (1)
к (кА) на шинах районної підстанції
визначаємо за виразом
S(1)
I(1) = к , (6.14)
к
3 U1
де U1 − номінальна напруга на шинах заводської підстанції, кВ; U1 =110 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
Підставивши у формулу (6.14) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання на шинах 110 кВ заводської підстанції
I(1) 3595,5
к = =18,88 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи хco (в.о.) визначаємо з виразу
І(1)
к 3 1
= , (6.15)
Іб хс1 + хс2 + хсо
де хс1, хс2 − відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи, в.о. Ці
опори визначаються з виразу хс1 = хс2 = хс, ( хс =0,042 – вираз 6.1).
З виразу (6.15) знаходимо хсо (в.о.)
3 1 І
х б
с0 = − хс1 − х ;
с2
Ік
3 15,5
хс0 = − 0,042 − 0,042 = 0,79.
18,88
Згідно з рисунком 6.3 визначаємо сумарний опір схеми нульової
послідовності х0 (в.о.) для однофазного струму КЗ як паралельне з'єднання
двох віток
(хс0 + хл0)(хтр10 + хтр20)
х0 = ;
(хс0 + хл0) + (хтр10 + хтр20)
(0,79 + 0,31)(1,67 +1,67)
х0 = = 0,83.
(0,79 + 0,31) + (1,67 +1,67)
Струм однофазного КЗ І (1)
кзА (кА) у віддаленій точці А визначаємо за
виразом
(1) 3 1 І
І б
кзА = , (6.16)
хрез1 + хрез2 + х0
де хрез1 = хрез2 = хс1 + хл1 = 0,041 + 0,109 = 0,15.
Підставивши у вираз (6.16) відповідні значення, отримаємо струм
однофазного короткого замикання у точці А
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
І(1) 3 15,5
кзА = =14,6 кА.
0,15+ 0,15+ 0,83
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ.
ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Вибір типу, потужності та інших параметрів головної понижуючої
підстанції (ГПП), а також її місцезнаходження повинні обумовлюватися
значеннями і характером навантаження та розміщенням їх на генеральному
плану підприємства. При цьому повинні ураховуватися також архітектурно-
будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення технологічного обладнання,
умови навколишнього середовища, вимоги вибухо-пожежної та екологічної
безпеки. Схеми електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [1, 2, 10]:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
ГПП призначена для зниження напруги до величини розподільчої
мережі підприємства та розмноження виводів для окремих груп споживачів.
ГПП бувають двох видів: тупикові та прохідні. Тупикові підстанції
передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела
живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою
підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.
В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини:
високовольтна частина та розподільний пункт на 10 кВ.
В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від
повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввід.
До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з
заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму та
вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання
замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів та
короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
період. Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна
перемичка з двома роз’єднувачами та високовольтним вимикачем.
Трансформатори підстанції бувають двообмотковими та
триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двохобмоткові
трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою
вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи
вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних
перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне
обґрунтування [3].
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
Для підстанцій середніх та крупних підприємств основними
параметрами, що визначають конструктивне виконання елементів і побудову
високовольтної лінії напругою 35-220 кВ є: сполучення номінальних напруг,
кількості та потужності трансформаторів, схеми приєднання до мережі вищого
рівня та компенсація реактивної потужності [4].
Для обґрунтування вибору напруги зовнішньої мережі нашого
підприємства, ми скористаємося рекомендаціями, завдяки яким напруги
вибирають не на основі конкретного техніко-економічного розрахунку, а на
базі заздалегідь виконаного техніко-економічного аналізу приведених витрат
на зовнішнє електропостачання підприємств даного типу. У цьому випадку ми
не враховуємо деякі приватні чи місцеві фактори, однак виконання не
прив’язаних до конкретних умов рекомендацій забезпечує більш
перспективний розвиток електропостачання промислового району в цілому.
В основу техніко-економічних розрахунків покладені дві принципові
схеми електропостачання промислового підприємства [3, 4]:
− від районної підстанції без проміжної трансформації з урахуванням
наявності на районній понижуючої підстанції (РПС) вільної потужності на
порівнюваних напругах;
− від РПС з установкою на ній трансформаторів чи
автотрансформаторів. При цьому враховуються частка витрат і вартість утрат
за коефіцієнтом, що визначається як відношення
Sр
4, (7.1)
Sп
де Sр – потужність трансформаторів на РПС, МВА; в нашому енергетичному
регіоні використовують автотрансформатори типу АТДЦТН-200000/220/110, з
потужністю первинної обмотки Sном(ВН) = 200 МВА, а вторинної обмотки
Sном(НН) = 100 МВА; Sп – потужність трансформаторів на головній
понижуючій підстанції промислового підприємства, МВА; (для даного типу
підприємств номінальна потужність трансформаторів ГПП складає приблизно
Sп = 20 МВА).
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
Відповідно умова (7.1) буде виконуватися
100
= 5 4.
20
Для зовнішнього електропостачання промислових підприємств
використовуються всі передбачені державними стандартоами напруги: 35,
110, 220 та 330 кВ за винятком 150 кВ, застосування якої обмежене. При
цьому на вартість будівництва ліній електропередачі в умовах міської та
промислової забудови введений підвищувальний коефіцієнт 1,6 для ПЛ
35−110 кВ і 1,62 для ПЛ 220−330 кВ [3].
Розглянувши усі вищевикладені умови вибору напруги живлячої мережі
обираємо схему живлення підприємства від РПС, без проміжної
трансформації з урахуванням наявності на ГПП вільної потужності на
порівнюваних напругах. Живлення підприємства виконано силовою ПЛ 110
кВ, що прокладена на залізобетонних проміжних опорах та сталевих анкерно-
кутових опорах [4].
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань [6].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам [4].
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1, 7.2 та 7.3.
Таблиця 7.1 – Вибір високовольтного вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах = 27,8 А Ін= 2000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 31,5 кА
Int = 3,37кА Iвідкл = 31,5 кА
Вк = І 2
t= t 2
ф = 3,37 3 = 34,1 В = І 2 t 2
к тер тер = 31,5 3= 2977
де Iм.м.ск – номінальний допустимий струм термічної стійкості вимикача на
проміжок часу tтер , с;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
В – тепловий імпульс струму, що характеризує кількість теплоти, яка
к
виділяється в апараті під час дії струмів КЗ;
Iвідкл – струм спрацювання апаратів захисту, кА;
t – час спрацювання апарату захисту, с.
ф
Приймаємо до установки вакуумний вимикач типу ВБП–110III–
31,5/2000 УХЛ1
Таблиця 7.2 – Вибір роз'єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін= 1000 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 80 кА
Int = 3,37 кА Iвідкл = 21,5 кА
Приймаємо до установки роз’єднувач типу РДЗ-2-110/1000 У1
Таблиця 7.3 – Вибір трансформатора струму
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =110 кВ Uн = 110 кВ
Імах =27,85 А Ін = 100 А
іуд = 4,77 кА Iм.м.ск = 42 кА
Вк = І 2
t= tф = 4,772 3= 68,26 Вк = І 2
тер t
2
тер = 42 3 =10584
Трансформатори струму перевіряємо додатково по вторинному
навантаженню. До трансформаторів струму на стороні 110 кВ підключаються
тільки амперметри у всіх трьох фазах. Вторинне навантаження амперметра
типу Э-350, Sприл= 0,5 ВА [3].
Номінальне навантаження для обраних трансформаторів струму
S r
ном =15 ВА 2ном =1,2 Ом .
Опір приладу r2прил
Sприб
r2прил = , (7.2)
І2
ном
0,5
r2прил = = 0,02 Ом.
52
Опір з’єднувальних проводів rпров
S − I2
2Н 2Н (rприл + rк )
r = . (7.3)
пров
I2
2Н
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
S2Н − I2
2Н (rприл+ rк ) 15 52 (0,02 + 0,1)
rпров = = =1,8 Ом.
I2 2
2Н 5
де 0,1 – опір контактних з’єднань, Ом.
Переріз з’єднувальних проводів (алюмінієвих) при довжині 7 м і
з’єднанні вторинних обмоток трансформаторів струму в повну зірку
ρ l
Fпр = , (7.4)
rприл
0,02 7
Fпр = = 0,28 мм2
0,5
Приймаємо відповідно до вимог ПУЕ, контрольний кабель з
алюмінієвими жилами перерізом 4 мм2 , марки АКРБГ.
Приймаємо до установки трансформатор струму типу ТФЗМ-110Б-1У1
Для захисту від грозових та комутаційних перенапруг приймаємо до
установки розрядник типу РВС-110
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення [3].
Високовольтні вимикачі на напругу 10 (6) кВ вибираються так, як і на
напругу 110 кВ; при виборі слід орієнтуватися на сучасні вимикачі. Умови
вибору вимикача навантаження напругою 10 (6) кВ ті ж самі, що і силових
вимикачів. У якості вимикачів навантаження використовуються вимикачі типу
ВН, ВНП та інші сучасні.
Результати вибору ввідного вимикача зводимо в таблицю 7.4, а
секційного вимикача – в таблицю 7.5.
Обираємо по каталогу високовольтної апаратури для установки на
вводах від силового трансформатора в ЗРУ-10 кВ вакуумні вимикачі.
Максимальний розрахунковий струм навантаження на стороні 10 кВ силового
трансформатора ТМЗ-4000/10 становить, А.
Таблиця 7.4 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,7А Ін = 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91 кА Iвідкл = 20 кА
Вк = І 2
t= tф = 3,72 0,15= 2,05 В = І 2 t 2
к тер тер = 52 0,15= 405,6
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Sроз
І
р10 = , (7.5)
3 × Uн
5259,1
Ір10 = = 276,03 A.
3 ×11
Приймаємо вакуумний вимикач типу ВВЭ-10-20/630 (рис. 7.5).
Таблиця 7.5 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =139,25 А Ін= 630 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 52 кА
Int= 1,91кА Iвідкл = 20 кА
В = І 2 t = 3,72
к t= ф 3= 41,07 В 2 2
к = Ітер tтер = 52 3= 8112
Sроз / 2
Ір10 = , (7.6)
3 × Uн
5259,1/ 2
Ір10 = =138,02 A.
3 ×11
Приймаємо до установки вакуумний вимикач навантаження ВВЭ-10-
20/630У3 (рис. 7.5).
Рисунок 7.5 – Вакуумний вимикач ВВЭ-10-20/630
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ [1] (пункти 1.6.6 – 1.6.8),
вибирають за номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за
родом встановлення, конструкції, класу точності та перевіряють на термічну
стійкість при короткому замиканні. Попередньо обираємо трансформатор
струму напругою 10 кВ типу ТОЛ-10 (800/5) [3].
Результати вибору трансформатора струму, що розташований у
ввідному колі приведено в таблиці 7.6.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Таблиця 7.6 − Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн =10 кВ Uн =10 кВ
Імах =278,5 А Ін =300 А
іуд = 3,7 кА Iм.м.ск = 70 кА
В = І 2
к t= tф = 3,72 2 = 27,38 Bк=І 2
t= t
2
т.с = 70 1= 4900
Трансформатори струму перевіряємо по вторинному навантаженню.
Для обраних трансформаторів струму номінальне навантаження вторинної
обмотки при cos = 0,8 і класу точності 0,5 складає Sном = 20 ВА , r2ном = 0,8
Ом Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5А. До трансформаторів
струму встановлених на вводах 10 кВ від силових трансформаторів,
підключаються амперметр, ватметр, варметр, лічильники активної і реактивної
енергії [3]. Відповідні дані наводяться у таблиці 7.7.
Таблиця 7.7 – Розрахунок вторинного навантаження
трансформаторів струму
Навантаження фази, ВА
Прилад тип
А С
Амперметр Э-365 0,5 -
Ватметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Лічильник активної енергії СА3-И680 2,5 2,5
Лічильник реактивної енергії СР4-И689 2,5 2,5
Всього: 6,5 6,0
Найбільш завантажений трансформатор фази А S = 6,5 ВА .
Загальний опір струмових котушок приладів
S 6,5
r = = = 0,26 Ом,
І2 2
2 5
де S – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильник активної та
реактивної енергії та ні.), Sприл = 6,5 ВА ,
Опір контактів rк=0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
S - I 2
2 Н 2 Н (rприл+ rк )
rпров = . (7.7)
I 2
2 Н
6,5 52 (0,26 + 0,1)
rпров = = 0,06 Ом.
52
Переріз з’єднувальних провідників при з’єднанні вторинних обмоток
трансформаторів струму в неповну зірку і довжині провідників l=7м
ρ l
Fпр = , (7.8)
rприл
0,02 7
F = = 2,33 мм2
пр
0,06
Приймаємо згідно ПУЄ [1], контрольний кабель з алюмінієвими
2
жилами перерізом 2,5 мм
rпров.ф+ rприл < rн = 0,6;
0,06+0,26˂0,6.
Приймаємо до встановлення шинні трансформатори струму типу ТПЛ-
10, 300/5.
Оскільки умова виконується, то обраний трансформатор струму
забезпечить допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір трансформаторів напруги в мережі 10 кВ виконуємо згідно ПУЕ
[1] (пункт 1.6.9). Для цього виконуємо розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора. Розрахунок виконаємо в таблиці 7.8.
Згідно з розрахунковим навантаженням трансформатора, що дорівнює
Sф = 472 ВА, вибираємо трансформатор напруги типу НТМІ-10-66 УЗ
потужністю Sн = 500 ВА. Оскільки номінальна потужність трансформатора
більша розрахункової потужності навантаження, то трансформатор буде
працювати в класі точності 0,5 з допустимою похибкою [3].
Таблиця 7.8 − Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
Прилад Тип
споживається
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
Споживана
потужність
однієї
котушки,
КільВкті сть
котушок,
шт
cosφ
sinφ
Число
приладів,
шт
Р,
Q, вар S, ВА
Вт
Вольтметр Е-335 2,0 1 1 0 1 2,0 − 2,0
Лічильник
активної СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Продовження таблиці 7.8
Лічильник
реактивної СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 1 7,5 18,2 19,7
енергії (ввід)
Лічильник
Активної
СА-І670М 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Лічильник
реактивної
СР-І676 2,5 3 0,38 0,925 11 82,5 200,2 216,7
енергії
(лінії 10 кВ)
Всього 180 436,8 472,8
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно з ПУЕ [1] розділ
1.6.9, трансформатор напруги типу НТМІ–10 (рис. 1.13). Розрахунок
навантаження основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.9.
Таблиця 7.9 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, що
cosφ споживається
Прилад Тип Кількість
tgφ P, Q, S,
Вт вар ВА
Вольт метр Е-377 1 0,36 0,016 0,024 0,028
Лічил ьник СО-І466 2 0,55 0,032 0,037 0,048
Всьо го: - - - 0,048 0,061 0,077
Оскільки, номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в
класі точності 0,5S2H =120 ВА більше Sф = 0,077 ВА, то він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Кабелі і шини вибирають за номінальними параметрами (струмом і
напругою) і перевіряють на термічну і динамічну стійкість при КЗ.
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання визначаємо за формулою
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ [1] (розділ 1.4.16 – 1.4.18),
визначаємо за виразом
Іt= tф
Fmin = , (7.9)
С
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
де tф – фіктивний термін дії струмів к.з., А;
Іt= – ударний струм КЗ, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що визначається обмеженням допустимої температури
нагрівання кабелю в залежності від його матеріалу, А c2 /мм2 [3]. Для
алюмінієвого кабелю 10 кВ С=83.
4120 0,2
F 2
min = = 22,2мм ,
83
Фіктивний термін дії КЗ можна визначити по виразу
tф = tзах + tвідкл, (7.10)
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикача апаратури, с.
tф = 0,08+ 0,12.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Лінія ГПП – ТП1 виконана кабелем перерізом F = 25 мм2. Цей переріз
більший за допустимий, тому він повністю задовольняє умовам термічної
стійкості під час дії ударних струмів КЗ.
Аналогічно виконуємо перевірку інших високовольтних кабелів, що
використовується для розподілу електричної енергії по території заводу.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1кВ,
з якої найбільш поширена − напруга 0,4 кВ.
Вибір схеми і конструктивне виконання цехової мережі залежить від
таких факторів, як вимоги до надійності електропостачання і резервування,
режими роботи електроприймачів, розміщення їх по території цеху,
номінальний струм та напруги. Суттєве значення має мікроклімат виробничих
приміщень. Класифікація приміщень приведена в гл. 1.1 ПУЕ [1].
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняють за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки [3].
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: виконані оголеними
проводами і шинами ( повітряні лінії і струмопроводи) і виконані кабелями і
ізольованими проводами (електропроводки).
Повітряні лінії напругою до 1000 В застосовують для розподілу
електроенергії по економічним міркуванням, зручності експлуатації і т.ін. На
промислових підприємствах повітряні лінії знаходять обмежене застосування;
для живлення окремих споживачів невеликої потужності і в якості мереж
зовнішнього освітлення [7].
Кабельні лінії – найбільш поширені елементи цехової електричної
мережі.
У цеховій мережі використовуються шино проводи різного призначення
та конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами.
Радіальна схема конструктивно виконується по чотирьохступінчатому
принципу (рис. 8.1), а саме: енергія від розподільчого пристрою 0,4 кВ через
живлячі кабелі типу АВВГ і ААШв передається до розподільчих щитів типу
ПР11. Мережа від розподільчих щитів виконується проводом АПВ, який
прокладено в трубах, чи кабелем АВВГ, який прокладено на кабельних
конструкціях. В якості захисних апаратів застосовуються автоматичні
вимикачі з комбінованим розчіплювачем: тепловий розчіплював виконує
захист мережі від перевантажень електромагнітний – від струмів К.З. Умови
прокладання живлячих провідників регламентуються ПУЕ розд. 2 [1].
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька переваг
перед магістральною: високу і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеки і надійність роботи. При коротких замиканнях припиняють роботу
один або декілька електроприймачів, підключених до ушкодженої лінії, решта
продовжують роботу [5].
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодження на
шинах ТП, що мало ймовірно внаслідок достатньої надійності конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції [3].
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.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Магістральні схеми розподілу електричної енергії (рис. 4.2)
забезпечують споживачам під’єднання до любої точки магістралі. Магістралі
можуть поєднуватись до РЩ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів [4].
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються
при живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовується шинопроводи, кабелі і проводи.
Як правило, у чистому вигляді радіальні або магістральні схеми
застосовуються рідко, зазвичай, на практиці більше розповсюджені змішані
схеми [5].
До переваги магістральних схем слід віднести спрощення щитів
підстанцій; висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати
технологічне устаткування без переобладнання мережі; використання
уніфікованих елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними
способами [5].
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна , так як при зникненні
напруги на магістралі всі під’єднані до неї споживачів втрачають живлення.
Застосування шинопроводів приводить до збільшення витрат провідникового
матеріалу. В залежності від характеру підприємства, розміщення
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
електроспоживачів і умов навколишнього середовища силові мережі можуть
виконуватися по змішаній схемі розподілу енергії [3].
Рисунок 8.2 – Магістральна схема цехової електричної мережі
1 – магістральний шинопровід, 2 – розподільчий шинопровід, 3 -
електроприймачі
У цехах з декількома ТП для підвищення надійності електропостачання
магістральні мережі живляться від декількох підстанцій та секціонуються
нормально відключеними автоматичними вимикачами, що показано на
рисунку 8.3.
Рисунок 8.3 – Магістральна схема цехової електричної мережі з
резервуванням магістралей
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способу її виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження, та
його розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової електромережі [3].
Враховуючи ступінь надійності електрозабезпечення відповідальних
споживачів а також характер роботи встановленого допоміжного обладнання
та конструктивні особливості приміщення, приймаємо радіальну схему
живлення споживачів цеху [3].
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 [7].
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати
умови експлуатації освітлювальної установки.
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє
раціональному використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції,
знижує стомлення робітників, зменшує кількість аварій та випадків
травматизму [7].
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частини [3, 7].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає6 визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
вибір раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Першим етапом проєктування системи освітлення є його аналіз,
необхідний для повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому етапі
обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основі класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, що розрізняються в залежності від
розряду робіт, що виконуються, коректуються рівні освітленості, якісні
показники освітлювальних установок, до яких відноситься показник
засліпленості, пульсації освітлюваності, кольоропередача, нерівномірність
розподілу освітленості [7].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні освітлювальної частини необхідно також врахувати
умови експлуатації освітлювальної установки [7].
Штучне освітлення проєктується двох видів: загальне і комбіноване,
коли до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильного вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлювального приміщення. Освітлення з
рівномірним розміщенням світильників застосовують, якщо у виробничих
приміщеннях виробниче устаткування розміщене рівномірно по всій площі з
однаковими умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне
освітлення. Якщо у приміщенні є робочі поверхні, що вимагають різних умов
освітлення, то для створення на них необхідної освітленості необхідно
світильники розміщувати локалізовано в залежності від розміщення робочих
поверхонь або виробничого устаткування [7].
Локалізоване освітлення необхідно передбачити в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням, у приміщеннях, де робочі місця
розміщені групами, зосереджені на окремих дільницях, а також у
приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються роботи різної точності,
що вимагають не однакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають
високого рівня освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють
світильники загального освітлення при комбінованій системі, має становити
10% від нормативної для комбінованого освітлення. Використання в
приміщенні тільки місцевого освітлення нормами заборонено [7].
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне, спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні
робочого освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення виробничого процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости). Це освітлення
називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно має
створювати на робочих місцях не менше 5 % нормованого робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше як 2 Лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Спеціальних вимог до якості освітлення не ставиться. Розряд і під
розряд зорової роботи ІІв+1, показник засліпленості Р=20, коефіцієнт
пульсації – Кп=20% [3, 7].
Приміщення закрите опалюване умови нормальні, відносна вологість
не вище 60%. Стіни пофарбовані світлою водно-дисперсною фарбою,
поштукатурені, перекриття білою фарбою. Виходячи з особливостей
будівельних конструкцій і умов середовища, визначаємо коефіцієнти відбиття
світла [7].
При розрахункові приймаємо наступні габаритні розміри цеху:
− висота H = 6 м;
− довжина А = 73 м;
− ширина В = 57 м.
Для даного приміщення приймаємо згідно [7]:
− коефіцієнт відбиття від стелі
п = 50%;
− коефіцієнт відбиття від стін с =10%;
− коефіцієнт відбиття від робочої поверхні р.п =10%;
− розряд зорової роботи — вищої точності.
Для роботи даного цеху з технологічними установками та верстатами
визначаємо мінімальну освітленість загального освітленя Ен = 200 лк [7].
Враховуючи висоту приміщення Н = 6 м обираємо для освітлення
світильники з лампами газорозрядного типу.
Для освітлення приміщення можливо використання світильників з
кривими сили світла різних типів. Для даного приміщення ми обираємо
світильники з типовою кривою сили світла типу Д.
Визначаємо висоту підвісу світильника над робочою поверхнею по
виразу
Hp = H − hp − hc = 6 −1− 0,5 = 4,5 м,
де Н − висота приміщення, Н = 6 м;
hр − висота розташування робочої поверхні від рівня підлоги, приймаємо
hp = 1 м (рекомендовано hp = 0,8÷1,2 м [7]);
hc − відстань від стелі до світильника, приймаємо hp = 0,5 м (рекомендовано
для світильників з лампами газорозрядного типу − hс = 0,5);
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
Розраховуємо індекс приміщення за виразом
A B 73 57
i = = = 7,11.
Hp (A + B) 4,5 (73+ 57)
Розраховуємо світильник з КСС типу Д (косинусна), для якого
L
приймаємо значення відносної відстані = =1,4 .
Нр
Знаючи висоту підвісу світильника над робочою поверхнею Нр = 4,5 м і
L
величину відносної відстані = =1,4 , розраховуємо відстань між
Нр
світильниками L
L = Hp =1,4 4,5 = 6,3 м.
Визначимо кількість рядів світильників при відстані між рядами LB = L
= 6,3 м і ширині приміщення В = 60 м
В 60
пр = = = 9 .
LB 6,3
Визначимо кількість світильників у ряді при відстані між світильниками
LА = L = 6,3 м і довжині приміщення А = 73 м
A 73
п ,
с.р. = = = 11,6
LB 6,3
приймаємо найближче більше ціле значення пс.р = 12.
Загальна кількість світильників
псв = пр пс.р. = 9 12 =108 .
Для світильника з КСС типу Д, приміщення з індексом і = 7,18 та
коефіцієнтами відбиття ρп = 50%, ρс = 30%, ρр = 10% визначаємо коефіцієнт
використання світлового потоку ηв =86% [7].
Визначаємо потрібний світловий потік лампи по виразу
100 Ен А В z kз 100 200 73 57 1,11,3
ФП = = =12812,7 лм,
n в 108 86
де Ен — значення освітленості, що рекомендується, Ен = 200 лк;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
z — коефіцієнт нерівномірності освітлення z = 1,1 [7];
kз — коефіцієнт запасу лампи, що враховує забруднення і старіння лампи в
процесі експлуатації kз = 1,3 − для ламп ДРЛ [7];
ηв — коефіцієнт використання світлового потоку лампи, що враховує тип
світильника, коефіцієнти відбиття стелі ρп, стін ρс, робочої поверхні ρр
й індекс i приміщення , ηв = 86%;
п — кількість світильників, п = 108.
Виходячи з умови 0,9 Ф Ф 1,2 Ф , обираємо лампу ДРЛ 380 зі
П св П
світловим потоком Фл = 17000 лм і потужністю Рл = 380 Вт, та світильник з
КСС типу Д та ККД св = 0,75
0,9 ФП Фл св 1,2 Ф ;
П
0,9 12812,7 17000 0,75 1,2 12812,7;
11531,5 12750,0 15375,3.
Визначаємо сумарну потрібну потужність освітлювальної установки по
виразу
Р = Рл n = 380108 = 41,04 кВт.
осв
Розташовуємо світильники у приміщенні.
Розрахуємо відстань між рядами LB, виходячи з виразів для розрахунку
відстані від крайнього ряду до стіни lB:
57 −LB (np −1)
lB = 0,3 LB = ;
2
2 0,3 LB = B − LB (np −1);
B = 0,6 LB + LB (np −1) = LB (0,6 + np −1) = LB (np − 0,4);
B 57
LB = = = 8,6 м.
np − 0,4 7 − 0,4
Тоді відстань від крайнього ряду до стіни lB
lB = 0,3LB = 0,38,6 = 2,6 м.
Розрахуємо відстань між світильниками у ряді LА, виходячи з виразів
для розрахунку відстані від крайнього світильника у ряді до стіни lА:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
А −LА (nсв.p −1)
l
А = 0,3 LА = ;
2
2 0,3 LА = А − LА (nсв.p −1);
А = 0,6 LА + LА (nсв.p −1) = LА (0,6 + nсв.p −1) = LА (nсв.p − 0,4);
А 73
LА = = = 6,29 м.
nсв.p − 0,4 12 − 0,4
Тоді відстань від крайнього світильника у ряді до стіни lА
lА = 0,3LА = 0,36,29=1,89 м.
Перевірочний розрахунок.
Перевірочний розрахунок проводимо точковим методом [7].
Визначаємо відстані d1, d2 від точки А, яка знаходиться на робочій
поверхні до проекцій світильників на робочу поверхню
2 2 2 2
LA LB 6,29 8,6
d1 = + = + = 4,49 м;
2 2 2 2
2 2 2 2
3 LA LB 3 6,29 8,6
d2 = + = + =10,44 м;
2 2 2 2
Визначаємо (рисунок 8.1) освітленості е1 i е2 які створюють світильники
типу ГСП18-150-005 з лампами ДРИ 150-5, Фл = 17000 лм, КСС типу Д на
відстанях d1 = 4,51 м i d2 = 10,23 м при висоті підвісу світильників над
робочою поверхнею Нр = 4,5 м.
α
R
Hр
I
α
Iα
А d
Рисунок 8.1 – Визначення освітленостей е1 i е2
Визначаємо кути 1 та 2 під якими сила світла відстанях d1 = 4,6 м i d2
= 10 м падає на точку А:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
d
1 4,49
1 = arctg = arctg 46;
H
р 4,5
d
= arctg 2 10,44
2 = arctg 66.
H
р 4,5
Визначаємо значення сили світла світильника з КСС типу Д та умовною
лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами = 46 та
1 2 = 66 :
I
= I0 cos(n0 1) =330 cos(146) = 233,3 кд;
1
I = I0 cos(n0 2 ) =330 cos(166) =129,1 кд.
2
Визначаємо освітленість в точці А, створювану одним світильником з
умовною лампою зі світловим потоком Фл = 1000 лм під кутами = 46 та
1
:
2 = 66
I cos3 233,3 cos3
1 45
e1 =
1 = = 3,8 лк;
H2
p 4,52
I cos3
2 129,1cos3 66
e 2
2 = = = 2,1 лк.
H2 4,52
p
Оскільки, освітленість е1 буде створюватися чотирма світильниками, і
освітленість е2 − чотирма, то сумарна освітленість яка створюється
світильниками з умовними лампами зі світловим потоком 1000 лм на
відстанях d1 i d2 буде дорівнювати
2
Е
=еп = 4 е1 + 4 е2 = 4 3,8+ 4 2,1= 23,6 лк.
п=1
6.13.5. Розраховуємо освітленість, яка буде створена в точці А
світильниками з лампами ДРЛ 390 зі світловим потоком Фл = 17000 лм,
враховуючи ККД св = 0,75 , коефіцієнт запасу [3] kз = 1,3 та неврахованої
освітленості μ = 1,0
Фсв Е 17000 0,75 1,0 23,6
E = = = 231,5 лк,
kз 1000 1,3 1000
де ЕΣ — розрахункова сумарна освітленність, Е = 23,6 лк;
Фсв – світловий потік прийнятого світильника, Фсв = Фл×св.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
Отримане освітлення не повинно відрізнятися від мінімального більш
ніж на +/−20 %
0,8×Етіп Е 1,2×Е ;
тіп
0,8 200 231,51,2 200 ;
160 231,5 240 .
Для освітлювальних установок подібного типу приймаємо − соsφ =0,8,
тоді tgφ=0,75.
Сумарна реактивна потужність освітлювальних установок буде
дорівнювати
Q = 41,04 0,75=30,78 квар.
ос
Такі значення відповідають раніше отриманими результатам попередніх
розрахунків, що проводилися у п. 2.3., що може підтвердити коректність
виконаних розрахунків.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до «Правил будови електроустановок», а також [3, 7] для
живлення світильників загального освітлення повинна застосовуватись
напруга не вище 0,4/0,23 кВ змінного струму при заземленій нейтралі і не
вище 230 В змінного струму при ізольованій нейтралі й у мережах постійного
струму [3, 7].
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 230В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті не менш 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника, що виключає доступ до ламп
без застосування інструмента, використовується напруга не вище 42 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати [3]:
− 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)/0,4 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 0,4 кВ та коли система напруг 0,4/0,23 КВ
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
або 230/133 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 [7]:
− для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
− для люмінесцентних ламп – до 50;
− для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живлячі лінії виконуються
чотирипровідними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз [7].
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В – 60
м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.2).
Рисунок 8.2 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
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.
Для споживачів третьої категорії по надійності живлення, а в деяких
випадках і для другої категорії при використанні однотрансформаторних
підстанцій для живлення силових споживачів, освітлювальні мережі як
робочого, так і аварійного освітлення живляться від цього трансформатора
(рисунок 8.3). Для підвищення надійності живлення аварійного освітлення
варто передбачити можливість його підключення до найбільш близько
розташованого іншого трансформатора за допомогою кабельної перемички.
Рисунок 8.3 – Схема живлення освітлювальної установки від
однотрансформаторної підстанції:
1 – групові ЩО; 2 – ЩАО
При двотрансформаторних підстанціях забезпечується більш висока
надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок живиться від
одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному відключенні
одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР) по низькій
стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від іншого
трансформатора. Система аварійного освітлення живиться перехресним
способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення (рисунок 8.4).
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Рисунок 8.4 – 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 [7].
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність ( Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз = кп Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт попиту;
п
n
Р – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
номі
i=1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз = кп кдод Рном ,
і
i=1
де к – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп зі
дод
стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах запалювання
1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1, дані взяті з [7].
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів к
п
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих приміщень 0,85
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за припустимим
струмом навантаження. Провідники освітлювальної мережі повинні
задовольняти вимоги у відношенні гранично допустимого нагрівання при
нормальних режимах роботи. Нагрівання провідників викликається
проходженням по них електричного струму. Межі нагрівання суворо
нормується ПУЕ [1], при цьому кожному перерізу проводу або кабелю в
залежності від його конструкції і роду прокладання відповідає допустимий
нормований струм (Ідоп, А). У такий спосіб у практичних розрахунках
користуються готовими таблицями довгостроково допустимих навантажень,
регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно +250С та +150С, при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ [1].
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз , (8.1)
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
− для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
Р 3
роз 10
Іроз = ;
Uф cos
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
− для двофазних трипровідних мереж (2ф + N):
Рроз 103
Іроз = ;
2 Uф cos
− для трифазних чотирипровідних мереж (3ф + N):
P 103 P 3
роз роз 10
Ipоз = = ,
3 U cos 3 Uф cos
л
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф , Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, cos = 0,8 .
Враховуючи, що кількість світильників, що підключаються на одну фазу
групової мережі не повинна перевищувати для ламп ДРЛ 20 штук, приймаємо
симетричне розподілення ламп.
Групові лінії освітлювальної мережі цеху виконуємо у вигляді
трифазних чотири провідних мереж (3ф+N).
Розрахунковий струм провідника від шин 0,4 кВ до магістральних
щитків робочого освітлення при обраній схемі визначається за
співвідношенням
Р 3 3
роз 10 41,04 10
Іроз = = = 74,35 А.
3 Uф cos 3 230 0,8
По отриманим даним вибираємо алюмінієвий чотирьохжильний кабель
типу АВВГ (4×25) з допустимим струмом на повітрі − 100 А [1].
Потужність аварійного освітлення згідно ПУЕ становить 10% від
загального, розрахунковий струм дорівнює Іроз. = 8 А, обираємо алюмінієвий
чотирижильний кабель типу АВВГ (4×2,5) з допустимим струмом 19 А [1].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний
метод розрахунку передбачає забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [3].
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до [1] напруга в найбільш віддалених лампах внутрішнього
освітлення промислових підприємств і суспільних будинків, а також
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5 % U , а в найбільш віддалених лампах освітлення житлових будинків,
ном
аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного світильниками, – не нижча
95 % U . У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до ,
ном 10 % Uном
якщо рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не
повинна перевищувати 105 % U .
ном
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % U , при інших лампах – не нижчою
ном 88 % U .
ном
Величина припустимої втрати напруги в освітлювальній мережі від
джерела живлення (трансформатора) до найбільш віддаленої лампи складає
Uм = Uхх − Uтр − Umin ,
де U – припустима втрата напруги в мережі;
м
U – напруга холостого ходу трансформатора (на 5 % вища за
хх
номінальну);
Uтр – втрата напруги в трансформаторі;
U – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
min
Розрахунок припустимої величини втрати напруги в освітлювальній
мережі в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися й
в іменованих величинах (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається виразом
Uтр = (Ua cos+ Up sin) ,
де Ua , Up – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (Uкз ) , % ;
cos – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
– коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються виразами
100 P
U = кз
a ;
Sном.тр
Up = U 2 2 ,
кз −Ua
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
де Р – втрати потужності короткого замикання трансформатора, кВт;
кз
Sном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Для трансформаторів, що випускаються серійно, значення Sном.тр , Р ,
кз U
кз
вказуються в каталогах на трансформатори.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U = ,
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм;
С – постійний коефіцієнт (див. табл. 8.2), що залежить від номінальної
напруги, обраної системи мережі і матеріалу провідника (дивись таблицю 1.4),
С = 46, дані взяті з [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Напруга Коефіцієнт С для
мережі, Система мережі і роду струму провідників
В мідних алюмінієвих
400/230 Трифазна з нульовим проводом 77 46
400/230 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
230 12,8 7,7
струму
230/133 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
230 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
230/133 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
133 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж саме 0,153 0,092
12 Те ж саме 0,038 0,023
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями (за аналогією з механікою). Наприклад, для схем 1 і 2
(рисунок 8.5) моменти відповідно складають:
M1 = L×P ,
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
M2 = P1× L1+ P2× (L1+ L2 )+ P3× (L1+ L2 + L3 )
Рисунок 8.5 – Схеми підключення світильників
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки.
Для ділянки 1 (рисунок 8.5) – від шин РПНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху
М1 = Р1 L1,
1
Р = P
де 1 роз.ос
4 потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення
1
М1 = 41,04 18 =185,8 кВт× м.
4
Для ділянки 2 рисунок (8.5) – від шин РПНН підстанції до найбільш
віддалених світильників
М2 = Р1 L1 +Р2 (L1 +L2) ,
1 41,04
де Р1 = Pроз.ос Р1 = =10,26 кВт, L1+L2 = 46 м – відстань від ТП до
4 , 4
останньої освітлювальної магістралі, L= 25 м – довжина магістралі
Рроз.ос 41,04
Р2 = = =1,026 кВт.
40 40
Отже отримаємо
М2 =10,346+1,026 (46+12,5) =534,05 кВт·м.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної ділянки окремо.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом
M
U = .
C× F
Для першої ділянки
185,8
U1 = = 0,17 %.
46 25
Для другої ділянки
534,05
U2 = = 0,45 %.
46 25
Значення отриманих результатів дають змогу констатувати той факт, що
відповідно до вимоги, щодо відхилень напруги в найбільш віддалених
світильниках внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства має
бути не нижче 97,5 % Uном , це означає, що в нашому випадку умови
виконуються.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цеху
електричної мережі, номінальна напруга мережі, результати розрахунку
навантажень [3].
Для мереж наругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
Перевірці на економічну густину струму згідно п. 1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають [3]:
− мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000-5000 год;
− відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
− збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг;
− мережі тимчасових споруд а також пристрої з терміном служби 3-5
років.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає [5]:
− вибір по умовам теплового нагріву;
− по їх пропускній спроможності і умовам захисту;
− термічну стійкість до струмів короткого замикання;
− втрати напруги;
− механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S>35 мм2 і стальних
S>25 мм2.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань [5].
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі [5].
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 [5].
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи
електроприймачів в якості розрахункового струму для перевірки перерізу
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
провідників по нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від
відповідного режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від
величини перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений,
що спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів
провідників та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання,
яке визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції
[3].
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 [5].
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи [5].
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів
кола Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
Якщо гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник
вибирається перерізом не нижче фазного [3].
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами
фазних провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не
компенсується. Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче
значення струму третьої гармоніки в нейтральному проводі може
перевищувати діюче значення струму промислової частоти в фазних
провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина
5-52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується,
якщо в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм
вищих гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом
дисбалансу. Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального
провідника [3].
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони
становлять понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений.
Якщо дисбаланс між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то
поправочний коефіцієнт може бути зменшений. Розрахунковий поправочний
коефіцієнт для визначення допустимого струмового навантаження для кабелів
з трьома робочими провідниками приймається, як для кабелю з чотирма
робочими провідниками, у якого струм в четвертому проводі викликаний
гармоніками. Поправочні коефіцієнти також враховують фактор нагріву
фазних провідників струмами гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного
струму і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три
фазних провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення
тепловиділення фазними провідниками компенсує тепловиділення
нейтрального провідника в такій мірі, що немає необхідності застосовувати
інші поправочні коефіцієнти щодо трьох робочих провідників [5].
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі
поперечного перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, трет я гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш
16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників
[5].
Спочатку проведемо розрахунок та вибір елементів схеми на стороні ВВ
10 кВ цехової мережі
Sн.т.р 400
Ip = = =23,1А,
3 U 1,73 10
н
де Uн = 10 кВ; Sн.т.р – номінальна потужність силового трансформатора.
Вибираємо високовольтний запобіжник з умови U≥Uр
Iп.в. ≥2÷3 Iр
Iп.в. ≥2∙23,1=46,2 А
Iп.в. ≥3 Iр
Iп.в.=3∙23,1=69,3 А
Вибираємо ПКТ 103-10-80-20У3, для якого:
Uн=10 кВ; Uм=12 кВ; Iн=80 А; Iн відкл=20; m=9,2 кг.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Вибираємо вимикач навантаження з умов:
Iн.в. ≥ Iр,
Uн.в. ≥ Uр.в.
Вибираємо камеру збірну односторонню КСО 306-04063 (Uн=10кВ,
Ін=630А), в яку вбудовано вимикач ВНПР 10/630-20Зп (Вимикач
навантаження автогазовий Iн.в.=630А, Uн.в.=10кВ) і запобіжник ПКТ 103-10-80-
20У3
Вибір перерізу живлячого провідника виконується з умови [3, 5]
Fмін= Iр/jе ,
де jе= 1,4 А/мм2.
Переріз кабелю приймається найближчий до стандартного, в залежності
від способу прокладання [3] з умов:
Iт.д. ≥Iз × Кз; Iз= Iп.в;
Кз=1,2 для 10 кВ;
Fмін=23,1/1,4=16,5 мм2;
Iт.д. ≥80∙1,2;
Iт.д. ≥96 А.
Вибираємо кабель з алюмінієвими жилами, прокладений в повітрі
ААШВ 3×35, для якого − Iт.д=105 А.
За розрахунковий струм споживачів 0,4 кВ приймається максимальне
струмове навантаження за півгодинний інтервал часу Imax = Ipоз , обчислене
за формулою
P
I ном
pоз = , (8.2)
3 Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ – номінальна напруга споживача (напруга цехової мережі).
Умовами вибору ліній живлення [5] є виконання у мови
Іроз. КУ.П ІН.ДОП.Л ,
де ІН.ДОП.Л − допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
КУ.П – коефіцієнт, що враховує умови прокладання кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
ІН.ДОП.Л Ітах =1,25 Ір .
Переріз провідників живлення однофазних споживачів обираємо
відповідно розрахунковому струму за виразом
P
I ном
pоз(однофаз) = ,
Uном cosφ
де Рном − номінальна потужність споживача, згідно з завданням, кВт;
Uн = 0,4 кВ або 0,23 кВ – номінальна напруга споживача, лінійна чи фазна
відповідно.
Керуючись вказаними вимогами проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
№, Рном, І
Споживач cosφ р , І , I ,
max Н.ДОП.Л Марка
п/п кВт А А А
1 Шліфувальний верстат 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
2 Зварювальний апарат* 2 0,5 18,2 22,8 32 АВВГ(4×6)
3 Фрезерний верстат 35 0,65 81,9 102,4 110 АВВГ(4×50)
4 Фарбувальна камера 7 0,65 16,4 20,5 27 АВВГ(4×4)
5 Електроталь 15 0,5 45,6 57 63 АВВГ(4×16)
Поздовжньо-стругальний
6 5,5 0,65 12,9 16,1 19 АВВГ(4×2,5)
верстат
7 Механічні ножиці 30 0,65 70,2 87,8 90 АВВГ(4×35)
8 Токарний верстат 45 0,65 105,3 131,6 140 АВВГ(4×70)
Універсальний
9 металообробний 10 0,65 23,4 29,3 32 АВВГ(4×6)
верстат
Нагрівальна ВЧ
10 80 0,8 263 328 530 2хАВВГ(4×185)
установка*
11 Вентилятор 3 0,8 5,7 7,1 19 АВВГ(4×2,5)
Примітка: * − однофазні споживачі.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); сумарного струму Іроз.РП
споживачів, що приєднані до РП, який визначається за виразом
Іроз.РП =ІН КП ,
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку КП =0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Іроз.РП ІН.ДОП ,
Результати розрахунків заносимо в таблицю 8.4.
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
№, I .,
Найменування РП І Н.ДОП
р.РП , А Марка
п/п А
1 РП1 588,2 630 2хВВГ(4х150)
2 РП2 446,3 520 2хВВГ(4х120)
3 РП3 348,0 520 2хВВГ(4х120)
4 РП4 49,1 65 ВВГ(4х10)
5 РП5 58,2 75 ВВГ(4х16)
6 РП6 49,9 65 ВВГ(4х10)
7 РП7 287,9 315 ВВГ(4х150)
8 РП8 167,0 274 ВВГ(4×95)
Конденсаторна установка
9 151,9 226 ВВГ(4х70)
УКБН-0,4-100-50
Далі розрахуємо струм, який буде проходити через секційний
автоматичний вимикач, визначаємо із умови
0,5Sм(ІІ) 0,5485,4
Iр.с.в= = =368,7А.
3 Uн 3 0,38
Приймаємо автоматичний вимикач ВА88-39 630/630, для якого Uн=0,4
кВ, Ін=630А.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.312 – 1.2.15 і 1.3.22 ПУЕ, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 ПУЕ.
В умовах після аварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
що підключені до секцій шин РУНН, що після аварійний струм не
перевищує Іроз.РП.
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до −2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги у споживачів (рис. 8.7).
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U =
1 δ×U = Eм -(ΔU +
1 тр Uм +ΔUсп )−5 ,
де Ем – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆Uтр – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
δU =Uцж (%)+Uт(%)-ΔU(%) ,
де ∆Uцж (%) – відхилення в центрі живлення;
∆Uт (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором;
∑∆U (%) – сума втрат напруги від джерела живлення до розрахункової
точки мережі.
Uн-ΔUт-ΔUл295%,
де ∆Uт, ∆Uл2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми.
Втрату напруги на ділянці Л2 від шин цехової підстанції до віддаленого
споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить споживача
від РП, так як його переріз менший, ніж переріз кабелю від шин ТП до РП.
Отримані таким чином відхилення напруги будуть більше реальних, але якщо
вони не перевищуватимуть норму, то реальні відхилення тим більш
задовольнятимуть норму.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються за формулою
ΔU = 3×Ірл×Lкл×(r ×cosφ + x ×sinφ) . 0 0
Для прикладу визначимо втрати напруги одного з електроприймачів
цеху грубого текстилю – універсальний металообробний верстат, для якого
І 2
р=23,4А, переріз живлячої лінії Л2 дорівнює 6 мм , питомий активний та
індуктивний опір: r0=0,58 Ом/км, х0=0,6 Ом/км, Lкл2=40м
ΔU (В) = 3×23,4×0,04×(0,58×0,65+0,6×1,17)=1,8В;
л2
1,8
ΔU (%) = 100%=0,47%. .
л2 380
Знайдемо втрати напруги на цеховому трансформаторі
S
ΔUт = м ×(Uа ×cosφ + Uр ×sinφ) ,
Sнт
де Sм – максимальне навантаження одного трансформатора
Sнт – номінальна потужність трансформатора
ΔР
U = кз
а ×100% − активна складова напруги КЗ;
Sнт
Uр = u2 2
кз -U а − реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується ∆Ркз= 5500 Вт;
Uк.з.=4,5%; Sтр=400кВА; сosφ=0,9; sinφ=0,433
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
1 536,9
Sм = S
2 тп = = 268,5 кВА,
2
Розраховуємо активні і реактивні складові КЗ
5500
Uа = ×100% =1,38% ;
400000
U 2
р = 4,5 -1,382 = 4,3% .
Втрати напруги ΔUT на цеховому трансформаторі складуть
268,5
ΔUТ = ×(1,38×0,74 + 4,3×0,67) = 2,62% .
400
В результаті розрахованих даних отримаємо нерівність
100% + 5% − 2,62% − 0,46% = 101,92% >95%.
Таким чином відхилення напруги уздовж ланцюга «РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач» не виходить за допустимі значення.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» δUТ, яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» δUТ регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U 2
2 = U1
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення δUТ, залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.2.
Таблиця 8.5 – Значення δUТ, залежно від відгалуження
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5 10 10,8
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на
єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо [3].
РП встановлюється так, щоб ширина проходів обслуговування була не
менше 0,8м. Відстань від розподільчих щитів до електроустаткування повинні
бути не менше 1м [3].
Щит робочого освітлення встановлюємо ближче до дверей, всі інші
щити встановлюються в максимально можливій близькості до
електроспоживачів, з урахуванням центру навантажень [5].
Виходячи з результатів проведених раніше розрахунків (див. таблицю
8.4) обираємо тип низьковольтних комплектних установок НКУ. В нашому
випадку таким НКУ буде РП, його тип − ПР11-3053-54У3.1.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
рекомендаціями настанови ДСТУ-Н Б В.2.5-80-2015 [2]. Методика призначена
для розрахунку струмів КЗ, для вибору комутаційних апаратів, установок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [3]:
1) начальне значення періодичності складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюга [6].
При розрахунках струмів КЗ в електроустановкою напругою до 1 кВ
слід враховувати [3]:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткого замкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з᾿єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквівалентувати всю зовнішню мережу по
відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки автономні
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо примикають до
місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 10% начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якій знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна [2, 6]:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри
її елементів;
3) вибираємо метод розрахунку струмів КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5)оцінюємо одержані результати.
Відповідного до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і тривалість КЗ [3].
Розрахункова схема електроустановки – це схема з’єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, бо
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід враховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації (
наприклад, під час перемикань) [5].
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв’язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у розрахунках
струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного контуру. При
цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес аналізується в
одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. Для цього здійснюється перехід від розрахункової
схеми до схеми заміщення, суть якої – в заміні окремих елементів
електричними еквівалентами, з’єднаними у такій же послідовності [3, 5].
Особливістю розрахунків струмів КЗ визначають на основі принципової
схеми. Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
споживачів, обладнання та елементів мережі ( шини РУ, РП тощо), в яких
встановлюють апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ [5].
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи. Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС
В електроустановках можуть виникати різноманітні види коротких
замикань, які зумовлені різними причинами.
Рисунок 8.9 − Розрахункова схема
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
На основі схеми електричної принципової складаємо розрахункову та
схему заміщення, в якій кожний елемент замінюється на відповідний опір. На
схемі заміщення позначаються точки, в яких ймовірне виникнення короткого
замикання: К1, К2, К3 (рис. 8.9, рис. 8.10).
Рисунок 8.10 − Схема заміщення
Розрахунок опорів елементів мережі. На стороні 10 кВ розрахунок
струмів короткого замикання ведеться методом відносних одиниць: за базисну
напругу приймається Uб = Uн , де Uн = 10,5кВ ; за базисну потужність
приймається Sб = 100мВА , чи кратну 100, Sk = 32мВА , L = 3,8км .
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів у міліомах,
приведений до ступеня низької напруги мережі розраховують за формулами:
Р 2
r = кUНН 106
т ;
S2
нт
2 2
x = U2 100P U
- к НН
т к 104 ;
Sнт Sнт
де Sнт – номінальна потужність трансформатора, кВА;
Рк – втрати КЗ в трансформаторі, кВт;
U
НН – номінальна напруга обмотки нижчої напруги трансформатора, кВ;
uк – напруга КЗ трансформатора, %
5,50,42
rт = 106 =5,5 мОм ;
4002
2 2
x = 4,52 100 5,5 0,4
т - 104 =17,1 мОм .
400 400
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Активний та індуктивний опір нульової послідовності знижувального
трансформатора, обмотки якого з’єднані по схемі Δ/Y0, при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги необхідно приймати рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань. Згідно [3] приймаємо наступні
значення активних опорів контактних з’єднань комутаційних апаратів і
кабелів:
rK =rKQ =1,0 мОм; rKL1=rKL2 =0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід вести з
урахуванням індуктивних і активних опорів котушок розчіплювачів
максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому приймати
значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності рівними
відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно з [3]:
rQF1=0,25 мОм; rQF2 =0,65 мОм.
rQF3=2,15 мОм; ХQF1=0,1 мОм;
ХQF2 =0,17 мОм; ХQF3=1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму. При
розрахунках струму КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів (на струми більш ніж 500
А) можна зневажати.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена [5]
rTA=1,7 мОм; ХTA=2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю. Значення параметрів прямої
(зворотної) і нульової послідовностей кабелю, які використовуються в
електроустановках до 1 кВ, приймають, як вказано виробником, або в [3]:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
rL1=r0×L1; XL1=x0×L1;
rL2 =r0×L2; XL2 =x0×L2.
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1=0,32×16=5,12 мОм; XL1=0,057×16=0,912 мОм;
rL2 =1,54×3=4,62 мОм; XL2 =0,062×3=0,186 мОм.
8.4.1 Розрахунок початкового значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Користуючись розрахунковою схемою (рис. 8.9), а також схемю
заміщення (рис. 8.10) проведемо вказаний розрахунок.
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової ТП – точка КЗ»:
r =rT +rK +rQF1+rK +rTA +rK +rQF2 +rKQ +r +r +r +r +r
(КЗ) KL1 L1 QF3 KL2 L2.
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 +1,0 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 +
(КЗ)
+ 0,1+ 2,15 + 0,1+ 4,62 = 24,4 мОм.
Х =Х +Х +Х
(КЗ) С T QF1+ХTA +ХQF2 +ХL1+ХQF3+ХL2.
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 +1,2 + 0,186 = 23,1 мОм.
(КЗ)
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка КЗ»
2 2
Z = (24,4) +(23,1) =33,6 мОм.
(КЗ)
Струм короткого замикання (початкове дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Іп0=ІКЗ(КЗ)) у точці КЗ
1,05×400
ІКЗ(КЗ) = = 7225,4А.
3 ×33,6×10-3
Розраховуємо сумарний активний та реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2»:
r =r +r +r +r +r +r +r +r +r
(К2) T K QF1 K TA K QF2 KQ KL1+rL1+rKL2.
r = 5,5+1,0 + 0,25+1,0 +1,7 + 0,65 +1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1=17,3 мОм.
(К2)
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
Х =ХС +ХT +ХQF1+ХTA +ХQF2 +ХL1. (К2)
Х = 0,5 +17,1+ 0,1+ 2,7 + 0,17 + 0,912 = 21,4мОм.
(К2)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (17,3) + (21,4) =27,6 мОм.
(К2)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 400
ІКЗ(К 2) = = 8796,2 А.
3 27,6 10−3
Розраховуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1(шини 0,4 кВ КТП)»:
r =rT +rK +rQF1+rK +rTA.
(К1)
r = 5,5 +1,0 + 0,25 +1,0 +1,7 = 9,4 мОм.
(К1)
Х =ХС +ХT +ХQF1+ХTA.
(К1)
Х = 0,5+17,1+ 0,1+ 2,7 = 20,5 мОм.
(К1)
Повний опір буде рівний
2 2
Z = (9,4) + (20,5) =22,6 мОм.
(К1)
Струм короткого замикання в точці К2
1,05 400
ІКЗ(К1) = =10742,2 А.
3 22,6 10−3
Отримані значення струму короткого замикання заносимо до таблиці 8.6.
8.4.2 Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше початкове значення аперіодичної складової струму КЗ іа0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в початковий момент КЗ.
На основі прийнятого припущення отримаємо:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
іа0= 2×ІКЗ,
(8.1)
іа 0(К1) = 2 ×10742,2 =15146,6 А;
іа 0(К 2) = 2 ×8796,2 =12402,6 А;
іа 0(К3) = 2 ×7225,4 =10187,8 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу іаt розраховують за формулою
t
-
T
іat =ia0×e a , (8.2)
де t – час, с;
T – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с, яка
a
дорівнює
x
Ta = , (8.3)
ωc×r
де x і r – результуючі індуктивний і активний опір кола КЗ, Ом;
ω – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
c
8.4.3 Розрахунок ударного струму КЗ
Ударний струм трифазного КЗ іуд визначається за формулою
і = 2×І ×К , (8.4)
уд п0 уд
tуд
-
де Т
К
уд = 1+sinφK×e а – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими з [12], які визначають значення Куд в залежності від відношення
x
,і
;
r
,і
φк – кут зсуву фаз напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням:
x
φ
к =arctg ; (8.5)
r
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
t уд – час від початку КЗ до появи ударного струму, с, що дорівнює
π/2+φ
tуд =0,01× K . (8.6)
π
Для визначення ударного коефіцієнту Куд скористаємось кривими [3].
x
,і
Попередньо розрахувавши параметр для кожної точки короткого
r
,і
замикання:
x
(К1) 20,5
= =2,18;
r 9,4
(К1)
x
(К2) 21,4
= =1,24;
r 17,3
(К2)
x
(К3) 23,1
= =0,95;
r 24,4
(К3)
Відповідно до розрахованих параметрів, після розрахунків, ударний
коефіцієнт К уд складатиме:
Куд(К1) =1,2;
Куд(К2) =1,1;
Куд(К3) =1,1.
Ударний струм в місцях коротких замикань буде рівним:
іа 0(К1) = 2 ×10742,2×1,2 =18175,8 А;
іа 0(К 2) = 2 ×8796,2×1,1=13642,9 А;
іа 0(К3) = 2 ×7225,4×1,1=11206,6 А.
Отримані дані заносимо до таблиці 8.6.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
Таблиця 8.6 – Струми короткого замикання у розрахункових точках
Точка КЗ
Параметр
К1 К2 К3
І , А
КЗ 10742,2 8796,2 7225,4
іуд , А 18175,8 13642,9 11206,6
8.4.4 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору.
Оскільки нами обрано, у якості цехової ТП, КТП, все обладнання якої –
шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматичними
вимикачами, шинами та іншими елементами – які розраховані на
довготривалий нормальний режим і відповідає вимогам стійкості до струмів
КЗ у мережі низької напруги трансформатора даної потужності.
Таким чином, такий вибір комплектного обладнання дозволяє
задовольняти вимоги стійкості до дії струмів КЗ, у тому числі однофазних. А
це означає, що у даному розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки
обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Перевантаження є менш небезпечним і в ряді випадків допускається
відмовитись від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно глави ПУЕ 3.1 мають бути захищеними від перевантаження [1]:
− мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
− освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і переносних
електроприймачів, а також у пожеже-небезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
− силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перенавантаження провідників;
− мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
Оскільки, мережа всередині приміщення виконана приховано (в
кабельних лотках підлоги цеху), та беручи до уваги те, що за технологічним
процесом у мережі не може виникати тривалих перенавантажень, то від
захисту від перенавантажень мережі цеху допускається відмовитись.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл. 3.1 ПУЕ [1].
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки [1].
Як апарати захисту мають застосовуватись автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені досконалі
автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичного вимикача необхідно орієнтуватись на тип ВА, які відповідають
ДСТУ 30-20-95.
Вибір автоматичних вимикачів в загальному випадку проводять з
врахуванням електричних характеристик електроустановок, експлуатаційних
умов та вимог: селективності відключення, вимог до дистанційного керування,
індикації і т.д. При такому виборі необхідно користуватися технічною
документацією на конкретні апарати [3].
Вимоги до вибору автоматичних вимикачів[5]:
− номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
− відключаючи здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, який захищається;
− номінальний струм розчіплювача повинен бути не менше найбільшого
розрахункового струму навантаження, що тривало протікає по елементу, який
захищається
Іном.розч. Іроз
− автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок повільного
спрацювання розчіплювачів слід обирати по умові
Іном.розч (1,1−1,3)Іроз
Для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим
розчіплювачем достатньо виконання попередньої умови: при допустимих
короткочасних перевантаженнях елементу, що захищається, автоматичний
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
вимикач не повинен спрацьовувати, це досягається вибором уставки
миттєвого спрацювання електромагнітного розчіплювача з умови
Іном.роз.е (1,25−1,35)іп ,
де іп – пікове навантаження
Вибір автоматичного вимикача здійснюється (згідно величині струму
споживання під’єднаного до нього споживача, а також типу РП і марки
встановлених в ньому автоматів) з умов приведених в розрахункових таблицях
[5].
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.7.
Таблиця 8.7 – Вибір автоматичних вимикачів
Ір , 1,1 Ір , 1,25 I ,
П Тип І , І ,
Споживач н.АВ н.Т.Р.
А А А апарату А А
Розподільчий пункт РП – 1 588,2 647,0 − ВА88 – 40 800 630
Розподільчий пункт РП – 2 446,3 490,9 − ВА88 – 40 800 500
Розподільчий пункт РП – 3 348,0 382,8 − ВА88 – 37 400 400
Розподільчий пункт РП – 4 49,1 54,1 − ВА47 – 29 63 63
Розподільчий пункт РП – 5 58,2 58,1 − ВА47 – 29 63 63
Розподільчий пункт РП – 6 49,9 54,96 − ВА47 – 100 80 80
Розподільчий пункт РП – 7 287,9 316,7 − ВА88 – 37 400 315
Розподільчий пункт РП – 8 167,0 183,7 − ВА88 – 35 250 200
Конденсаторна установка 151,9 167,1 − ВА88 – 35 250 200
Щит освітлення робочий 77,72 85,5 − ВА47 – 100 100 100
Щит освітлення аварійний 8 8,8 − ВА47 – 29 63 10
Шліфувальний верстат 12,9 14,2 77,4 ВА47 – 29 63 16
Нагрівальна ВЧ установка 263,0 289,3 350 ВА88 – 37 800 400
Вентилятор 5,7 6,3 30,6 ВА47 – 29 63 8
Електроталь 45,6 50,2 273,6 ВА47 – 29 63 63
Зварювальний апарат 18,2 20 109,2 ВА47 – 29 63 20
Механічні ножиці 70,2 77,2 421,2 ВА47 – 100 100 80
Фарбувальна камера 16,4 18,0 98,4 ВА47 – 29 63 25
Токарний верстат 105,3 115,8 631,8 ВА88 – 32 125 125
Поздовжньо-стругальний
12,9 14,2 77,4 ВА47 – 29 63 16
верстат
Універсальний
23,4 25,7 140,4 ВА47 – 29 63 32
металообробний верстат
Фрезерний верстат 81,9 90,1 491,4 ВА47 – 29 125 100
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТП буде мати вид, що
приведений на листі графічної частини.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Виконаємо дану перевірку згідно умови
Ксн×Ідоп Кзах×Ізах ,
де Ксн – поправочний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалодопустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчіплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Проводимо розрахунок для ЕП, який має найбільший струм
навантаження – піч ВЧ нагріву. Виконаємо дану перевірку згідно умови
1.530 > 1 . 400 = 400 А,
Далі проводиться перевірка ліній, що живлять окремі споживачі.
Також перевіряється правильність захисту від струмів короткого
замикання, для чого порівнюється величина струму короткого замикання в
точці розташування автоматичного вимикача з величиною номінального
струму електромагнітного розчіплювача автоматичного вимикача, відношення
вказаних величин повинно бути не менше 1,5.
Розрахунок для інших споживачів проводиться аналогічно.
8.5.3 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
термічної стійкості до струмів короткого замикання
Цим розрахунком проводиться перевірка обраного провідника на його
термічну стійкість до струмів КЗ.
Для цього розрахунку необхідно знати:
1) дійсний час t протікання струму КЗ, який дорівнює
t = tзах + tвим ,
де tзах – час дії захисту; tзах = 0,08 с;
tвим – час вимикання апарату; tвим = 0,12 с;
t = 0,08 + 0,12 = 0,2 с
2) усталене значення струму КЗ, І=9,696 кА (точка К3);
3) надперехідне значення струму КЗ, І/ / ;
4) приведений час tпр , протягом якого стале (значення струму КЗ І
виділяє таку ж кількістю тепла, що й змінний в часі струм КЗ за дійсний час t .
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
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
t = f (/ /
залежності пр(п) ) (рисунок 8.4), де / / = I/ / / I
tпр = 0,02 + 0,0001 0,02 с.
Криві приведеного часу періодичної складової струму КЗ в залежності
від для різних значений t беруть з довідкової літератури.
Приведений час аперіодичної складової струму КЗ
tпр(а) = 0,005 / / .
tпр(а) = 0,005 0,02 = 0,0001.
При дійсному часі t 1c величину tпр(а ) не враховують.
Переріз кабелю на термічну стійкість в трифазному КЗ перевіряється за
відповідно виразу
I tпр
Smin = ,
С
де C – коефіцієнт, що відповідає різниці виділеної теплоти в провіднику після
і до КЗ, С=88 (для алюмінієвих шин).
9695,8 0,02
Smin = =15,58 мм2.
88
Вибраний раніше переріз кабелю задовольняє умови термічної стійкості.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів заводу відсутні електроприймачі, що
значно впливають на якість електроенергії, то перевіримо обрану цехову
мережу на допустимі відхилення напруги біля споживачів [5].
Розрахунки по відхиленні напруги виконуються для режимів
максимального і мінімального навантаження. В режимі максимальних
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
навантажень напруга на зажимах найбільш віддалених електроспоживачів не
повинна бути нижче 0,95Uн. В режимі максимальних навантажень обмеження
йде зі сторони верхньої допустимої границі напруги. При цьому напруга на
шинах 0,4 кВ ТП не повинна перевищувати 5 % номінальної напруги [5].
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
δ×U = ,
1 δ×U = EТ -(ΔUТ +Uм +ΔUсп )−5
1
де ЕТ – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %
∆UТ – втрата напруги в трансфоматорі, %
∑Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,%
∆Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %.
−5% – припустиме усталене відхилення напруги згідно [5].
Величина UТ (%) знаходиться за виразом
S
U = max
Т (Ua cos+ Up sin) ,
Sном Т
де Smax – максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sном Т – номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 P
U КЗ
a = – активна складова напруги КЗ трансформатора, %;
Sном Т
U = U2 − U2
р КЗ a – реактивна складова напруги КЗ трансформатора, %.
485,4 5,8 2 5,8
UТ = 100 0,74 + 5,5 − ( 100)2 0,67 = 2,98%.
400 400 400
Тоді
U1 = Ет − (2,98+ 2,5+ 0,56) −5%,
U1 = 5% − 6,04% −5%,
U1 = −1,04% −5%,
Будемо використовувати відгалуження – 5% на трансформаторі.
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги в такому
випадку отримаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
U2 = Eт − кзаван (UТ + Uм ) − Uсп +5%,
де кзаван = 0,3 – коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+5 % – припустиме усталене підвищення напруги згідно 3
U2 = Ет − 0,3(2,98+ 2,5) − 0,56 +5%,
U2 = 2,80% +5%.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства [4].
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
установок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування комплектних
установок дає значне спрощення будівельні частини електроустановок, так як
не потрібні складні перегородки для камер електричних апаратів,
трансформаторів та іншого обладнання [4].
Приміщення створюються простими у будівельному відношенні.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без улаштування будівельних оболонок [4].
В даному проєкті використовується двотрансформаторна КТП
однорядного типу − 2КТП 400-10/0,4У3. До складу КТП входять: пристрій
вводу з боку високої напруги (УВН); силовий трансформатор; розподільний
пристрій з боку нижчої напруги (РУНН). УВН виготовляється в виконанні
ШВВ-2Р − шафа з вимикачем навантаження типу ВНПР і запобіжниками ПКТ.
По конструкції. Вимикач ВНПР має пружинно-важільний привід, надійніше
пружинного приводу ВНП.
У КТП застосовуються трифазні двохобмоточні силові
трансформатори типів ТМЗ 400−10/0,4. РУНН складається з набору шаф:
шафи введення нижчої напруги − ШНВ; шаф фідерних ліній − ШНЛ; шафи
секційної – ШНС; зовнішньої шафи сигналізації (за замовленням) [4].
РУНН випускається транспортними блоками довжиною не більше 4 м.
Шкафи РУНН представляють собою металевий каркас, закритий з боків і
зверху металевими знімними листами. У КТП застосовуються два види
конструкції каркасів: збірна (каркас зібраний із спеціальних стійок) і зварена
(каркас зварений з металевих стійок, швелерів і куточків). Усередині каркаса
закріплені вимикачі, шини, апаратура, прилади та монтаж вторинної
комутації. Оперативне обслуговування шаф проводиться з фасаду, доступ до
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
ошиноки і кабельним прикріпленням здійснюється з заднього боку шафи. Для
зручності обслуговування і монтажу передбачені двері, що замикаються на
замки. Конструкція шаф РУНН зі стаціонарними вимикачами забезпечує
оперування приводами вимикачів при закритих дверях і неможливість
відкривання дверей без застосування інструменту. У шафах РУНН встановлені
автоматичні вимикачі: на вводі і секціонуванні − висувного виконання; на
відхідних лініях − стаціонарного або висувного виконання. Релейний
апаратура розміщена у верхніх відсіках шаф [4].
Шафи ШНВ забезпечують можливість підключення магістральних
шинопроводів (ШМА-16) без додаткових стикувальних вузлів. Для обліку
електричної енергії в КТП встановлені лічильники активної і реактивної (за
замовленням) енергії. Лічильники розміщені в шафі обліку (розміщеному на
стінці ШНВ).
У двотрансформаторних КТП передбачений автоматичний ввід резерву
(АВР), забезпечує відключення вимикача вводу НН і включення секційного
вимикача при: зникнення напруги на вводі або при зникненні напруги в одній
з фаз в залежності від виконання схеми. Крім того, АВР передбачається при
відключенні вимикача одного з вводів з якої-небудь причини (відключення
вбудованими в вимикач захистами, при помилковій роботі автоматики і т.д.).
Схема виконана із захистом від перевантаження [4].
У КТП передбачені наступні захисту [3]:
− від багатофазних коротких замикань,
− від однофазних коротких замикань,
− від коротких замикань в колах керування і сигналізації,
− від коротких замикань в обмотках і висновках трансформаторів
потужністю до 1000 кВА включно високовольтними запобіжниками,
− відключення вступного вимикача РУНН з витримкою часу при
зникненні напруги,
− від перегріву обмоток сухих трансформаторів.
У КТП передбачена наступна сигналізація [3]:
АВР включений,
− положення ввідних і секційного вимикачів РУНН (для відхідних
автоматів на замовлення),
− аварійне відключення вступного та секційного вимикачів РУНН (для
відхідних автоматів на замовлення),
− перегріву обмоток сухого трансформатора,
− аварійного відключення одного з вводів в результаті перевищення
допустимої температури обмоток сухого трансформатора,
− аварійне відключення в результаті однофазного замикання на землю
на шинах РУНН,
− загальний сигнал відхилення нормального режиму роботи КТП.
Ввід високої напруги розміщений в спеціальному сталевому кожусі на
баку трансформатора. Прохідні ізолятори високої напруги входять всередину
кожуха з масляного бака. Усередині кожуха можуть бути розміщені дві кінцеві
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
закінцівки силових кабелів. Контактний пристрій допускає підключати дві
жили кабелів до кожної фази, що дозволяє з'єднувати кілька КТП ланцюжком
або в кільце [5].
На кришці бака трансформатора встановлені розширювальний бачок з
мастило-вказівником рівня і повітре-осушувачем і газовим реле, що діє на
сигнал чи відключення. Протилежна вузька сторона масляного бака
трансформатора з'єднана кожухом з блоком розподільного пристрою низької
напруги. Усередині кожуха розташовані виводи нижчої напруги
трансформатора, які з'єднані шинами з автоматичним повітряним вимикачем
(автоматом) введення нижчої напруги [5].
Будівельна частина підстанції складається з окремих об'ємних блоків,
виготовлених на заводі залізобетонних виробів. Всі необхідні отвори, а також
монтаж внутрішнього обладнання виконують на заводі. Для кріплення
електрообладнання в панелі закладають спеціальні металеві деталі. Окремі
елементи (панелі) з'єднуються між собою металевими зв'язками на зварюванні
або на болтах в об'ємні блоки. Заводи постачають приміщення для підстанції
цілком або складається з окремих об'ємних секцій, збираються на монтажі.
Об'ємні КТП забезпечені пристроями, що забезпечують їх вентиляцію,
опалення, освітлення і зв'язок. Крім того, в конструкції передбачені всі
приєднувальні елементи, необхідні для підведення зовнішніх комунікацій.
Для підстанцій, встановлюваних всередині виробничого корпусу,
виконують бетонну підготовку. Об'ємні елементи виготовляють із
залізобетону або металу. Залежно від числа і потужності трансформаторів,
кількості та типу шаф розподільних пристроїв високої та низької напруги
будівельна частина підстанцій може складатися з одного або декількох
об'ємних блоків, які є цілком закінченими елементами, що не вимагають будь-
якого доопрацювання на місці установки. Приймання під монтаж
залізобетонних об'ємних елементів, коли вони доставляються будівельниками
для монтажу електрообладнання безпосередньо на місце установки, полягає в
перевірці розташування закладних конструкцій, кабельного підпілля,
маслозбірних ями, якості обробки стель, стін, підлог і покрівлі. Необхідною
умовою при прийманні підстанцій, які з кількох елементів, є перевірка
узгодженості блоків і комплектність деталей для їх складання [3].
Крім показань приладів, про навантаження герметизованих
трансформаторів типів ТНЗ і ТМЗ судять по тиску всередині бака, яке при
нормальній навантаженні не повинно перевищувати 50 кПа за показання
мановакумметра. При тиску 60 кПа спрацьовує реле тиску, видавлюючи
скляну діафрагму, тиск при цьому знижується до нуля. Різке зниження
внутрішнього тиску відбувається і при втраті герметичності трансформатора.
Якщо тиск впав до нуля, перевіряють цілісність діафрагми. На герметизованих
трансформаторах для контролю температури у верхніх шарах масла
встановлені термометричні сигналізатори з дією на світловий або звуковий
сигнал при перегріві [3, 4, 5].
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Розробка пасивного фільтра гармонік
для підвищення показників якості електроенергії
Фільтрами гармонік називаються пристрої, призначені для зменшення
несинусоїдальності форми напруги, тобто для придушення вищих гармонік.
Основним параметром фільтрів є коефіцієнт згладжування, що є
відношенням коефіцієнта пульсації на вході фільтру до коефіцієнта пульсації
на його виході, тобто отримаємо вираз
K
q = п.вх
К
п.вих .
Коефіцієнт пульсації на виході фільтру задається залежно від
призначення і типу живленої схеми. Звичайно він складає соті долі процента:
0,001..0,002 % для попередніх каскадів електронних підсилювачів низької
частоти, задаючих генераторів високої частоти, імпульсних, логічних схем;
0,1..0,5% для однотактного вихідного каскаду підсилювача низької частоти;
0,5..2% для двотактного вихідного каскаду підсилювача низької частоти,
стабілізаторів напруги, анодів електронно-променевої трубки і т.д.
Окрім забезпечення необхідного коефіцієнта згладжування, фільтр
повинен задовольняти наступні додаткові вимоги: втрати напруги в фільтрі
повинні бути мінімальними; фільтр не повинен давати небезпечних для
випрямляючого пристрою викидів струму при включенні; розміри, вага і
вартість фільтра повинні бути невеликим; фільтр повинен мати максимальний
опір для змінної складової струму та мінімальний опір для постійної
складової.
Найбільш розповсюджені схеми згладжувальних фільтрів можна
розділити на такі групи: індуктивно-ємнісні фільтри (типу LC), резистивно-
ємнісні (типу RC) і транзисторні.
Особливістю фільтрів типу LC є незначний спад постійної складової
випрямленої напруги на дроселі, що дає можливість використовувати такі
фільтри в пристроях із порівняно великим струмом навантаження. Вагомим
недоліком їх є велика вага дроселя, а також утворення навколо нього
магнітних полів, які впливають на роботу різноманітних високочутливих
вузлів електронної апаратури. Розповсюджені схеми індуктивно-ємнісних
фільтрів наведені на рисунку 9.1.
В малопотужних випрямлячах при невеликих випрямлених струмах (10-
15мА) замість дроселів фільтра використовують резистори.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Рисунок 9.1 − Схеми індуктивно-ємнісних фільтрів:
а − Г-подібного; б − П- подібного; в – багатоланкового
Недолік фільтрів типу RC полягає в тому, що на активному опорі
резисторів виникають втрати як змінної, так і постійної складової випрямленої
напруги, що при більших струмах навантаження може привести до різкого
зменшення напруги на виході фільтра і до зниження ККД випрямляча в
цілому. Тому резистивно-ємнісні згладжувальні фільтри використовуються
лише в мережах електропостачання, в яких протікає невеликий струм,
електронній апаратурі. Приклади резистивно-ємнісних фільтрів приведені на
рисунку 9.2
Рисунок 9.2 − Схеми резистивно-ємнісних фільтрів:
а − Г-подібного; б − П- подібного; в – багатоланкового
Для розрахунку згладжувального фільтра приймаємо наступні вихідні
дані:
1) Номінальна напруга згладжування U0 =100 B;
2) Частота струму живлячої мережі fм=50 Гц;
3) Струм споживання І0 =10 мА;
4) Число фаз випрямляча m=1;
5) Коефіцієнт пульсацій:
− на виході Кп.вих=0,001%;
− на вході Кп.вх=1%
Оскільки номінальний струм споживання рівний 10 мА, то для даного
випрямляча вибираємо резистивно-ємнісний фільтр. Розрахунок фільтра
проводимо в такій послідовності:
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
1. Знаходимо величину коефіцієнта згладжування q:
К
q = п.вх
К
п.вих . (9.1)
Підставивши відповідні значення у формулу (9.1) отримаємо
К 1
q = п.вх = =1000
К 0,001
п.вих .
Оскільки q > 25, то для отримання необхідного коефіцієнта
згладжування застосовуємо трьохланковий фільтр, коефіцієнт згладжування
кожної ланки якого будуть дорівнювати
q = q = q = 3 1000 =10
1 2 3 .
2. Визначаємо добуток R C
1 1 для першої ланки Г-подібного фільтра за
формулою
1,5 106 q
R C = 1
1 1
m f
c . (9.2)
Підставивши відповідні значення у (9.2) отримаємо
1,5 106 q 1,5 106 10
R C = = = 3 105
1 1
m f 150
c Ом·мкФ.
3. Визначивши величину добутку R C
1 1 , знаходимо величини R
1 та C
1
окремо. Величину опору вибираємо виходячи з умови
0,25Rн < R1 < 0,65Rн (9.3)
де Rн − еквівалентний опір живлячого пристрою,
U
R = 0 100
н = =104Ом. .
I0 0,01
Приймаємо
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
R1=0,3·Rн (9.4)
Підставивши відповідні значення у (9.4) отримаємо
R1=0,3·Rн =0,3·104=3·103 Ом.
З виразу (9.4) визначаємо величину ємності С1
3 105
C1 = =100 мкФ.
3 103
Обираємо конденсатор типу К50-38 номінальною ємністю 100 мкФ і
робочою напругою 160 В.
Для визначення типу резистора визначаємо розсіювану потужність
РR1=I0·R1 (9.5)
Підставивши відповідні значення у формулу (9.5) отримаємо
РR1=0,012·3·103=0,3 Вт.
Вибираємо резистор МЛТ-0,5, що має номінальний опір 3 кОм, робочу
напругу 500В та потужність розсіювання 0,5 Вт.
Оскільки коефіцієнти згладжування другої та третьої ланок рівні
коефіцієнту згладжування першої ланки, тому для другої та третьої ланки
обираємо елементи, аналогічні першій ланці:
− конденсатори типу К50-38 номінальною ємністю 100 мкФ і робочою
напругою 160 В;
− резистори МЛТ-0,5, що мають опір 3 кОм, робочу напругу 500В та
потужність розсіювання 0,5 Вт.
Остаточна схема згладжувального фільтра зображена на рис. 9.2.
R1 R2 R3
C1 C2 C3
Рисунок 9.2 – Остаточна схема трьохланкового RC фільтра
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Ли т . Ма с с а М а с ш т а б
Из м . Л и с т № д о к у м . По д п . Д а т а
Ра з р а б . 1: 1
Пр о в .
Т. к о н т р . Ли с т Ли с т о в 1
Н. к о н т р .
Ут в .
Ко п и р о в а л Фо р м а т A4
Ин в . № п о д л . По д п . и д а т а Вз а м . и н в . № И н в . № д у б л . По д п . и д а т а Сп р а в . № Пе р в . п р и м е н .
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП –
Економічна доцільність вибору величини напруги розподільчої мережі
В більшості випадків розподільча мережа промислового підприємства
вибирається напругою 10 кВ, яка з очевидних причин економічно більш
ефективна, ніж напруга 6 кВ. Напруги 10 і 6 кВ. Така напруга застосовуються
в живлячих та розподільчих мережах невеликих і середніх підприємств, на
другій та наступній ступенях розподільчих мереж великих підприємств при
застосуванні глибоких вводів на першій ступені електропостачання тощо.
Величина напруги 6 кВ може застосовуватися у виняткових випадках
[8], наприклад:
− при перевазі на проєктованому підприємстві електроприймачів 6 кВ
(зокрема електродвигунів), а також виходячи з умов їхнього постачання
(відповідно до вимог технології чи при комплектному постачанні з
виробничим устаткуванням);
− при напрузі генераторів заводської ТЕЦ 6 кВ, особливо коли від неї
живиться значна частина електроприймачів підприємства.
В окремих випадках, при наявності на об’єкті ВВ електродвигунів
напругою 6 кВ, можливо використання цієї напруги в якості розподільчої, або
при напрузі розподільчої мережі 10 кВ для електродвигунів на 6 кВ можливо
ж застосувати понижувальну ТП 10/6 кВ.
Звичайно, для розподільчої мережі проєктованих підприємств
приймається напруга 10 кВ, а рішення про вибір іншої напруги, наприклад 6
кВ приймається на основі техніко-економічного аналізу. Також, бажано
враховувати також можливість застосування напруги 660 В у поєднанні з
іншими напругами.
Оскільки електроустановки промислових підприємств в основному є
приймачами змінного струму однієї і тієї ж промислової частоти, то
найбільшу цікавість для промислової енергетики являють трансформаторні
знижувальні підстанції, що складаються, як правило, з трансформаторів та
розподільчих пристроїв вищої та нижчої напруг.
Так як наше підприємство і в т.ч., не має тих випадків, якими
обумовлюється використання напруги мережі 6 кВ, тому ми обираємо для
розподільчої мережі напругу 10 кВ.
В якості прикладу, для визначення економічного ефекту від
використання для розподілу енергії по території підприємства напруги 10 кВ,
розрахуємо кабель живлення цехової ТП потужністю Sтр =1000 кВА.
Струм, первинної обмотки даного трансформатора Ітр (А) при
коефіцієнті завантаження Кз = 1 складе
Sтр
І = , (10.1)
тр
3 Uном cos
де Uном – напруга живлячої мережі, кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Підставивши у формулу (10.1) відповідні значення, отримаємо струм
первинної обмотки трансформатора при:
− рівневі напруги живлячої мережі Uном = 6 кВ;
1000
І
тр = =107,04А;
3 6 0,9
− рівневі напруги живлячої мережі Uном = 10 кВ.
1000
Ітр = = 64,22А.
3 10 0,9
Виходячи з отриманих результатів можна спостерігати, що струм при
напрузі живлячої мережі 6 кВ більший за струм при напрузі мережі 10 кВ
приблизно в 1,6 рази.
Згідно ПУЕ [1] (таблиця 1.3.7) для живлення лінії 6 кВ приймаємо
кабель з алюмінієвими жилами перерізом 50 мм2 (тривалий допустимий струм
110 А), для живлення лінії 10 кВ приймаємо кабель перерізом 25 мм2
(тривалий допустимий струм 75 А).
Приблизна вартість на теперішній час кабелю АСБ (3×25) складає С =
220 грн/м, а вартість кабелю АСБ (3×50) − С = 350 грн/м.
З розрахунку можна зробити висновок, що сумарна вартість кабелю при
використанні напруги розподільчої мережі 6 кВ буде в 1,6 рази більша, ніж
при використанні напруги мережі 10 кВ.
Відповідно є економічно доцільнішим є використання напруги 10 кВ в
розподільчій мережі промислового підприємства, порівняно з напругою 6 кв.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, які виникають у
приміщенні електротехнічної лабораторії
В даній роботі проводиться розробка проекту системи
електропостачання заводу. Виконувані роботи пов’язані з опрацюванням
великої кількості теоретичного матеріалу та складних математичних
розрахунків, що потребує використання комп’ютерної техніки. Робота з
комп'ютером характеризується значною розумовою напругою, високою
напруженістю зорової роботи і досить великим навантаженням на м'язи рук
при роботі з клавіатурою ПК, тому велике значення має раціональна
конструкція і розташування елементів робочого місця, а також дотримання
правильного режиму праці і відпочинку.
Необхідно також звернути увагу на фактори виробничого середовища,
які безпосередньо впливають на працюючого, і як наслідок призводять до
зміни продуктивності його праці. Фізичне навантаження слід віднести до
категорії Ιа, оскільки робота здійснюється сидячи та без фізичної напруги.
Проектування проводиться в приміщенні з наступними геометричними
розмірами: довжина – 7 м, ширина – 5 м та висота – 3 м. Площа всього
приміщення складає 35 м2, а об’єм – 105 м3. В приміщенні працюють чотири
працівника, тому на одного працюючого припадає 8,75 м2 площі та 26,25 м3
об’єму, що відповідає вимогам ДСанПіН 3.3.2-007-98, відповідно до яких
площа, виділена для одного робочого місця з ПК, повинна складати не менше
6 м2, а об’єм – не менше 20 м3.
Мікроклімат виробничих приміщень – це сукупність параметрів повітря
у виробничому приміщенні, які діють на людину у процесі праці, на його
робочому місці, у робочій зоні. Значні коливання параметрів мікроклімату
можуть привести до порушення терморегуляції організму (здатність організму
утримувати постійну температуру), що приводить до порушення системи
кровообіг, загальної слабкості і т.п.
Мікроклімат формують наступні параметри:
• температура повітря;
• вологість повітря;
• швидкість руху повітря;
Нормування параметрів мікроклімату здійснюється згідно ДСН
3.3.6.042-99. Встановлені оптимальні та допустимі параметри мікроклімату.
Оптимальні – найбільш сприятливі (комфортні) забезпечують роботу
системи терморегуляції без напруги.
Допустимі – допускають напругу реакції терморегуляції організму у
межах її пристосування без шкоди для здоров'я.
Основна роль у підтриманні оптимального теплового стану відводиться
терморегуляції, тобто процесам утворення тепла і віддачі тепла в зовнішнє
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
середовище, спрямованих на забезпечення термостабільності організму, тобто
підтримка внутрішньої температури тіла на постійному рівні.
Таблиця 11.1 – Нормативні параметри мікроклімату для категорії
роботи Iа
Відносна
Температура, Швидкість руху
Період Категорія вологість,
С повітря, м/с
року роботи %
Опт. Доп. Опт. Опт. Допуст.
Холодний Iа 22-24 21-25 40-60 0,1 0,1
Теплий Iа 23-25 22-28 40-60 0,1 0,1-0,2
Фактичні значення даних параметрів становлять відповідно:
- Температури повітря:
В теплий період року – 25 °С ;
В холодний період року – 22 °С .
- Вологість повітря:
В теплий період року – 50 %;
В холодний період року – 50 %.
- Швидкість руху повітря:
В теплий період року – 0,1 м/с;
В холодний період року – 0,1м/с.
Видно, що вище наведені фактичні значення задовольняють вимогам
ДСН 3.3.6.042-99.
Для підтримки оптимальної температури в теплий період року
використовується 1 кондиціонер типу Fujitsu General Nocria AWHZ14L з
площею обслуговування – 42 м2 та продуктивністю охолодження – 4,2 кВт.
В приміщенні використовується система центрального водяного
опалення. Для забезпечення оптимальної температури використовуються 2
радіатора типу KORADO 11-К.
Серед факторів зовнішнього середовища, що впливають на організм
людини в процесі праці, освітлення займає одне з перших місць. Адже відомо,
що майже 90% всієї інформації про довкілля людина одержує через органи
зору. Під час здійснення будь-якої трудової діяльності втомлюваність очей, в
основному, залежить від напруженості процесів, що супроводжують зорове
сприйняття.
Світло впливає не лише на функцію органів зору, а й на діяльність
організму в цілому. При поганому освітленні людина швидко втомлюється,
працює менш продуктивно, зростає потенційна небезпека помилкових дій.
Врешті, погане освітлення може призвести до професійних захворювань,
наприклад, таких як робоча міопія (короткозорість), спазм акомодації.
Для створення оптимальних умов зорової праці слід враховувати не
лише кількість та якість освітлення, а й кольорове оточення. Так, при світлому
пофарбуванні інтер'єру завдяки збільшенню кількості відбитого світла рівень
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
освітленості підвищується на 20-40% (при тій же потужності джерел світла),
різкість тіней зменшується, покращується рівномірність освітлення.
При надмірній яскравості джерел світла та оточуючих предметів може
відбутись засліплення працівника. Нерівномірність освітлення та неоднакова
яскравість оточуючих предметів призводять до частої переадаптації очей під
час виконання роботи і, як наслідок цього — до швидкого втомлення органів
зору. Тому поверхні, що добре освітлюються і знаходяться в полі зору, краще
фарбувати в кольори середньої світлості, коефіцієнт відбивання яких
знаходиться в межах 0,3-0,6 і, бажано, щоб вони мали матову або напівматову
поверхню.
У відповідності з ДСТУ 8604:2015 кожне робоче місце розташоване біля
вікна таким чином, щоб світло падало на робоче місце з лівого
(рекомендовано) або правого боку.
Освітлення робочого приміщення проектується згідно з ДБН В.2.5-28-
2018 «Природне і штучне освітлення». Природне освітлення здійснюється
через 2 вікна розмірами 1,5×2 м та загальною площею – 6 м2. З метою
регулювання природного освітлення приміщення, на вікна встановлені
жалюзі.
Вибір величини штучного освітлення залежить від найменшого об’єкту
розрізнення. Оскільки робота пов’язана з використанням ПК, то найменшим
об’єктом розрізнення є крапка на екрані монітора, розмір якої приблизно
знаходиться в межах 0,15-0,3 мм. Отже, робота працівника відповідає розряду
– ІІ г, тобто дуже точній зоровій праці. Контраст об’єкта з фоном – великий.
Нормативне значення КПО ен = 1,5 %, а фактичне значення – 29-32 %, що
задовольняє нормам.
Штучне освітлення приміщення здійснюється 4 світильниками
ORO418N, кожен з яких має 2 люмінесцентні лампи типу TL-D. Фактичне
значення величини штучного загального освітлення дорівнює 225 лк, тоді як
для даного типу зорової праці повинна складати 400 лк. Отже, система
штучного освітлення на робочому місці потребує модернізації.
Шум також являється важливим фактором виробничого середовища,
який може негативно впливати на працівника. Інтенсивний шумовий вплив в
організмі людини може викликати специфічні і неспецифічні зміни.
До специфічних змін відносять враження органу слуху, а саме:
1) зниження адаптації
2) слухова втома
3) приглухуватість
В основі цих проявів шумової патології лежить повільно прогресуюче
зниження слуху по типу неврита, що підіймається (тобто в основі
професійного зниження слуху лежить нейросенсорне зниження слуху
внаслідок враження звуко-сприймаючого апарату.
До числа неспецифічних змін відносять: нейроциркуляторну дистонію,
дисфункції шлунку, зниження імунологічної реактивності, зниження
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
працездатності і виробничої діяльності, передчасна втома, зниження
розбірливості мови та інші неприємні відчуття.
В приміщенні основним джерелом шуму являються вентилятори
системних блоків ПК. Згідно вимог ДСН 3.3.6.037-99 «Державні санітарні
норми виробничого шуму, ультразвуку та інфразвуку» нормативне значення
еквівалентного рівня шуму становить 50 дБА. Шум від вентиляторів
становить – 30 дБА, а отже відповідає вимогам.
Внаслідок дії електромагнітних полів на організм людини виникають
функціональні зміни центральної нервової системи. При цьому
спостерігається підвищена втомлюваність, біль голови. Первинний прояв дії
електромагнітної хвилі – нагрівання, яке призводить до пошкодження тканин і
органів. Поля надвисоких частот впливають на очі, викликаючи виникнення
катаракти. Багаторазовий вплив випромінювання малої інтенсивності
призводить до стійких функціональних змін центральної нервової системи.
Головними джерелами електромагнітного випромінювання в
приміщенні є системний блок ПК та монітор. Випромінювання від яких
відповідає нормам ДСН 3.3.6.096-2002.
В даному приміщенні використовується електропроводка прихованого
типу. ПК живляться від мережі змінного струму напругою 220В і споживають
не менше 1000 Вт. Оскільки ПК має металевий корпус, то для захисту людини
від ураження електричним струмом в приміщенні передбачена магістраль
захисного заземлення згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016.
Для даного приміщення категорія за вибухопожежонебезпечністю
відповідає типу В (пожежонебезпечна), а клас пожежі – Е (горіння установок і
обладнання, які знаходяться під напругою), А2 (горіння твердих матеріалів яке
не супроводжується тлінням).
В приміщенні знаходяться 2 переносних вуглекислотних вогнегасника
ВВК-5 (при використанні яких слід пам’ятати, що при гасінні пожежі в
приміщенні необхідно враховувати можливість зниження вмісту кисню в
повітрі приміщення нижче граничнодопустимого значення), які
використовуються для гасіння легкозаймистих та горючих рідин, твердих
горючих речовин та матеріалів, електропроводок, що знаходяться під
напругою до 1000 В, відповідно «Правил експлуатації та типових норм
належності вогнегасників», згідно якого на кожні 20 кв. м. площі приміщення
повинен припадати 1 вогнегасник.
Для попередження пожеж використовується звукова система
оповіщення та 4 димових пожежних оповісника ИП-212-54Р, відповідно ДБН
В.2.5.56-2014.
Конструкція робочого місця забезпечує підтримання оптимальної
робочої пози та відповідає сучасним вимогам ергономіки і забезпечує
оптимальне розміщення на робочій поверхні використовуваного обладнання
(дисплея, клавіатури, принтера) і документів. Саме ж робоче місце
розташоване відносно світових прорізів, щоб природне світло падало збоку.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
Висота робочої поверхні робочого столу становить 800 мм, а ширина і
глибина – 1200 і 800 мм відповідно, що в свою чергу дозволяє забезпечити
можливість виконання операцій у зоні досяжності моторного поля та
розташувати дисплей на оптимальній відстані від очей користувача, що
становить 600-700 мм, але не ближче ніж за 600 мм.
Робочий стілець – підйомно-поворотний, регульований за висотою та
кутом нахилу спинки, поверхня сидіння – м'яка, що дозволяє уникнути
передавлення судин на ногах, передній край – заокруглений. Регулювання за
кожним із параметрів здійснюється незалежно, легко і надійно фіксується.
Висота поверхні сидіння регулюється в межах 400-500 мм, загальна
висота – 1000 мм, ширина і глибина – по 500 мм. Отже, організація робочого
місця повністю задовольняє ергономічним вимогам ДСТУ 8604:2015.
Для того, щоб уникнути нещасні випадки на робочому місці складені та
проведені інструктажі з техніки електробезпеки працівників (вступний,
первинний, повторний, позаплановий, цільовий), з врахуванням ДНАОП 0.00-
1.21-98 «Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів»,
відповідно НПАОП 0.00-4.12-05.
Отже, детальний аналіз приміщення та безпосередньо робочого місця
показав, що всі фактори виробничого середовища, крім штучного освітлення
відповідають своїм нормативним значенням. Тому необхідною є модернізація
загального штучного освітлення для забезпечення відповідності нормі, тобто
величина штучного загального освітлення повинна складати не менше 400 лк.
11.2 Модернізація системи загального штучного освітлення
Для нормальної зорової роботи необхідно створювати такі умови, щоб
не виникали професійні захворювання або виробничий травматизм.
Освітлення має відповідати встановленим нормативам та характеру зорової
виробничої діяльності:
- забезпечувати достатню рівнозмінність та постійність освітлення
відсутність умов переадаптації органів зору;
- не створювати сліпучої дії від джерела світла і предметів, що
знаходяться в полі зору;
- не створювати на робочих поверхнях різких та глибоких тіней, бути
рівномірним на площині, що освітлюється.
Раціонально виконане освітлення виробничих приміщень надає
позитивного психофізіологічного впливу на працюючих, сприяє підвищенню
якості продукції та продуктивності праці, забезпеченню її безпеки, знижує
втому і травматизм на виробництві, зберігає високу працездатність в процесі
праці.
Розрахунок штучного освітлення виконується за методом коефіцієнту
використання світлового потоку. Основною задачею розрахунку штучного
освітлення є визначення необхідної кількості світильників N для забезпечення
нормативного рівня штучного освітлення за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
EН S z K З
N = , (11.1)
FЛ
де ЕН – нормоване загальне штучне освітлення, лк (ДБН В.2.5-28-2006);
КЗ – коефіцієнт запасу, який враховує зниження освітлення в процесі
експлуатації (для заданих приміщень КЗ = 1,5);
S=A·B– освітлюєма площа приміщення, м2 (А – довжина приміщення,
В – ширина приміщення);
z – коефіцієнт мінімального освітлення;
FЛ – світловий потік лампи ;
– коефіцієнт використання світлового потоку, відн. од.
Вибір величини штучного освітлення залежить від найменшого об’єкту
розрізнення. Оскільки робота пов’язана з використанням ПК, то найменшим
об’єктом розрізнення є крапка на екрані монітора, розмір якої приблизно
знаходиться в межах 0,15-0,3 мм. Контраст об’єкта з фоном – великий,
оскільки він переважно буде між білим та чорним кольором. Фон – поверхня,
на якій розглядається найменший об’єкт розрізнення буде світлим (ρ > 0,4).
Згідно ДБН В.2.5-28-2018 «Природне і штучне освітлення» робота
працівника відповідає розряду – ІІ г, тобто дуже точній зоровій праці, а рівень
загального штучного освітлення має бути не менший ніж 400 лк.
Відповідно до приміщення для загального штучного освітлення обираємо
світлодіодний світильник з підвищеним світловим потоком типу LE-СВО-03-
040 . Даний світильник призначений для установки в офісних і інших
громадських приміщеннях (підприємства, установи, торговельні центри,
торговельні точки). Світильник ідеально підходить для застосування в
приміщеннях з підвищеними вимогами до освітленості, або з великою
кількістю світильників на площу стелі.
Рисунок 11.1 – Загальний вигляд світильника LE-СВО-03-040
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
Переваги світильника:
• економія електроенергії в 3 рази в порівнянні з люмінесцентними
світильниками;
• не вимагає додаткового обслуговування;
• не потребує спеціальної утилізації;
• відсутність шкідливих для очей пульсацій світлового потоку;
• високий індекс кольоропередачі;
• робочий ресурс світильника - більше 50 000 годин;
• весь ланцюжок світлодіодів захищений діодами Зенера, що гарантує
безперебійну роботу світильника, навіть при перегорання будь-якого зі
світлодіодів;
• тонка конструкція корпусу дозволяє здійснювати монтаж у
важкодоступних місцях.
Насамперед слід відзначити застосування тільки високоякісних
світлодіодів Nichia (Японія). У світильнику LE-СВО-03-040 встановлено
світлорозсіюче скло, що забезпечує рівномірний розподіл світла на поверхні і
комфортну незасліпляючу освітленість. Ефективність використання
світлового потоку світлодіодів близька до 100%.
У джерелі живлення (ДЖ) нового покоління застосовується коректор
коефіцієнта потужності сosφ = 0,9.
Також слід відмітити опціонну систему контролю освітлення SLC
(System Light Control), яка дозволяє домогтися додаткової економії
електроенергії в 30% за рахунок автоматичного регулювання освітленості в
активних і неактивних зонах.
Технічні параметра світильника відображені в таблиці 11.2.
Таблиця 11.2 – Технічні параметри світильника LE-СВО-03-040
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
Рисунок 11.2 – Діаграма розподілу сили світла світильника
загального освітлення типу LE-СВО-03-040
Рисунок 11.3 – Діаграма світлового розподілу світильника
загального освітлення типу LE-СВО-03-040
Визначимо індекс приміщення і
A B
i = , (11.2)
(H −0,8) (A+ B)
7 5 35
i = = =1,32
(3− 0,8) (7 + 5) 26,4
де А, В і Н – довжина, ширина та висота приміщення, м
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
Коефіцієнт використання світлового потоку в залежності від групи
світильника та індексу приміщення буде дорівнювати η=0,63.
ЕН = 400 лк, S = 35 м2, z = 1,15 (для світлодіодних світильників), КЗ = 1,4,
FЛ = 2950 лм, η=0,86.
Після визначення усіх параметрів необхідно розрахувати кількість
світильників для загального штучного освітлення NЗ
400 35 1,15 1,4
NЗ = = 8,88
2950 0,86
Отриману кількість N округлюємо до цілого значення в більшу сторону,
тобто
NЗ = 8,88 ≈ 9 світильників.
Вибір перетину дроту для освітлювальної мережі
Для живлення освітлювальної мережі використовується напруга 220 В.
Перетин дроту повинен задовольняти таким вимогам:
- дроти повинні допускати протікання по ним розрахункового струму
освітлювального навантаження, не нагріваючись вище допустимої
температури;
- напруга на джерелах світла повинна бути не нижче мінімальних
значень;
- механічна міцність дротів повинна бути достатньою для даного типу
електропроводки.
Розрахуємо встановлену потужність освітлення як суму потужностей
усіх світильників (загального і місцевого штучного освітлення)
n
PВЗ =Pi = PiЗ NЗ = 40 9 = 360 Вт, (11.3)
i=1
PіЗ – потужність світильника загального освітлення,
NЗ – кількість світильників загального освітлення.
Розрахункове навантаження освітлювальної мережі визначили за
формулою
Pp = Pвз Kc .
Оскільки коефіцієнт попиту для невеликих виробничих приміщень KС =
1, то РР = РВ = 360 Вт.
Визначимо розрахунковий струм світильників загального та місцевого
освітлення за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
PРЗ
I РЗ = , (11.4)
U ф cos
де PР – розрахункове навантаження освітлювальної мережі, Вт;
UФ = 220 В – фазна напруга;
сos φ – коефіцієнт потужності навантаження, для люмінесцентних та
світлодіодних світильників cos φ = 0,9
360
IРЗ = =1,82 А,
2200,9
Відповідно значенню розрахункового струму допустимий мінімальний
перетин дроту з мідними жилами, яким можливо провести з’єднання
світильників в освітлювальну мережу для забезпечення пожежної безпеки,
становить 1,0 мм2.
За механічною міцністю для з’єднання світильників загального
освітлення всередині приміщення, рекомендується використовувати дроти
перетином не менше 0,5 мм2. Тому за механічною міцністю усі дроти
перетином 1 мм2 та більше є задовільними.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
3. Системи електроспоживання та електропостачання промислових
підприємств. Підручник. / В.Є. Шестеренко. – Вінниця: Нова Книга, 2004. –
656 с.
4. Внутрішньзаводське електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2006. – 153 с.
5. Внутрішньоцехове електропостачання. Курсове проєктування:
Навчальний посібник. / В.Г. Рудницький. – Суми: ВТД «університетська
книга», 2007. – 280 с.
6. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний університет.
– Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О., Самойлик О,В., Семко І.Б.,
Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств: навч.посіб./ [Соловей О.І., Ситник О.О.,
Розен В.П.та ін]; за заг. ред. О.І. Солов’я; М-во освіти і науки,молоді та спорту
України Черкаси,Черкас. держ. технол.ун-т Черкаси: ЧДТУ, 2012.− 247с.
9. Пістун І.П. Безпека життєдіяльності: Навчальний посібник.– Суми:
Видавництво «Університетська книга», 1999.– 301 с.
10. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра
для здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»усіх форм навчання
[Електронний ресурс] / [Упоряд.: Ситник О.О., Яценко І.В., Ключка К. М.,
Самойлик О.В.]; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2022. – 98 с.
Арк.
ЧДТУ А1 23575 63/63-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153