ChSTU repository
ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10064| Title: | Система електропостачання підприємства з виготовлення хутряних та шкіряних виробів |
| Authors: | Семко, Олександр Вікторович Миколаєнко, Віталій Вікторович |
| Keywords: | Електропостачання підприємства;схема живлення;живильна мережа;електричні навантаження |
| Issue Date: | Jun-2026 |
| Abstract: | В даній випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виготовлення хутряних та шкіряних виробів. 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 розроблено схему мікропроцесорного керування швейною машиною. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок ефективності процесу пошиття виробів з хутра при використанні розробленої схеми мікропроцесорного керування швейною машиною. В розділі з охорони праці проведено аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при роботі в електротехнічній лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/10064 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Миколаєнко (3).pdf Restricted Access | 4.68 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 22321 94/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства з виготовлення
хутряних та шкіряних виробів»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 22
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Миколаєнко Віталій Вікторович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СЕМКО
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ Сергій ПРОТАСОВ
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2026 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
Валентин ТКАЧЕНКО
______________________
“_____” __________2026 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Миколаєнку Віталію Вікторовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Система електропостачання підприємства з виготовлення хутряних та
шкіряних виробів»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Олександр Вікторович, PhD, асистент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 13 » квітня 2026 року № 94/03-03
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 –
5406,8 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1200 МВА; 5. Розміри цеху –
24х60х6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 85 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 484,8 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми
мікропроцесорного керування швейною машиною; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок ефективності процесу пошиття виробів з хутра при використанні розробленої
схеми мікропроцесорного керування швейною машиною; 10. Охорона праці – Аналіз
небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при роботі в електротехнічній
лабораторії.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка схеми мікропроцесорного керування швейною
машиною
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок ефективності процесу пошиття виробів з
хутра при використанні розробленої схеми мікропроцесорного керування швейною
машиною
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
Розділ Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 14 квітня 2026 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи Строк виконання
з/п етапів кваліфікаційної Примітка
роботи
1 Умови проектування 14.04.26 – 17.04.26
2 Розрахунок електричних навантажень 18.04.26 – 22.04.26
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення 23.04.26 – 27.04.26
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації 28.04.26 – 01.05.26
реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського 02.05.26 – 05.05.26
електропостачання напругою 10 (6) кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в 06.05.26 – 10.05.26
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. 11.05.26 – 15.05.26
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 16.05.26 – 20.05.26
9 Індивідуальне завдання 21.05.26 – 24.05.26
10 Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП 25.05.26 – 28.05.26
промислового підприємства
11 Охорона праці 29.05.26 – 30.05.26
12 Виконання креслень графічної частини роботи 31.05.26 – 03.06.26
13 Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.26 – 05.06.26
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Віталій МИКОЛАЄНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СЕМКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ............................................................................... 6
1.1 Характеристика об’єкта проєктування ....................................................... 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху виготовлення
виробів із хутра .................................................................................................. 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ....... 11
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ........ 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ........................................................................ 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 27
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 28
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій . 31
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 31
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 37
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 39
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................................................... 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 44
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 47
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ...................................................................................................... 53
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 53
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ................................................................ 57
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 60
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ............................................................................................... 63
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 63
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 64
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Миколаєнко В.В. Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Семко О.В. Система електропостачання 3 146
Реценз. підприємства з виготовлення
Н. Контр. Ключка К.М. хутряних та шкіряних виробів ФЕТАМ, ЕСЕ-22
Затверд. Ткаченко В.Ф.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В ........................................................................................................ 68
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 68
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................. 71
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 ..... 80
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 80
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 81
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 83
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 84
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 86
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість................................................... 87
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 89
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................. 89
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 90
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 90
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 91
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................ 94
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ................ 100
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів ............................................ 100
8.3.2 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ................... 104
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .................... 105
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 107
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 110
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 117
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 118
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 118
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 121
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції121
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Розробка схеми мікропроцесорного
керування швейною машиною ........................................................................... 125
9.1 Загальні поняття про швейне виробництво ............................................ 125
9.2 Розробка схеми мікропроцесорного керування швейною машиною .. 127
9.3 Розрахунок блоку живлення пристрою керування ................................ 129
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності процесу
пошиття виробів з хутра при використанні розробленої схеми
мікропроцесорного керування швейною машиною ........................................ 132
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 134
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при
роботі в електротехнічній лабораторії .......................................................... 134
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації лабораторії ................. 138
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 145
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним
вимогам [2, 7-9, 11, 17], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства (СЕП ПП).
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш
проста (більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній,
відсутність замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання
та перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі (ЕП), як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри [8, 9].
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі електричної енергії, згідно ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015, де
викладені терміни та визначення енергетики і електрифікації, – підприємства,
організації, територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики,
квартири, у яких приймачі електроенергії приєднані і використовують
електроенергію. За правилами улаштування електроустановок споживачем
електроенергії називається електроприймач або їх група, об'єднані
технологічним процесом і розміщуються на певній території [15].
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший
вид енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля тощо [12].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші
види енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея тощо [15].
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. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості [8, 9].
Як відомо [15], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проєктування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою
[12].
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу
чергу безперебійність електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи
на те, що ці особливості та характеристики є головними чинниками при
проєктуванні системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію
побудови раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи
електропостачання, основні з яких приведемо нижче [22].
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [2, 8, 9, 11] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги
до безперебійності електропостачання з урахуванням можливості
забезпечення резервування в технологічної частині проєкту, вимоги
електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [2, 8, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-
яких перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [8, 9].
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [8, 9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання [22].
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ [15]. При цьому не слід допускати
необґрунтованого віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення вказаних
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого завищення не
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до
резервування живлення споживачів;
- до ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму;
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії, що
мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства [15].
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ [15].
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) та включає
як цехи основного виробництва, так і 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.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції підприємства будуть телемеханізовані та будуть працювати
без чергового персоналу.
Підприємство з виготовлення хутряних та шкіряних виробів має
споживачів І, ІІ та ІІІ категорії.
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини [15].
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом [15].
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху
виготовлення виробів із хутра
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (230 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання
не виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у
таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
поз. Кількість, Встановлена
на Найменування електроприймачів шт. потужність, cosϕ
плані кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Парогенеруюча установка 1 68 0,93
2 Насос холодної води 2 27 0,88
3 Установка статичного заряду 4 2,2 0,85
4 Стригальна машина 3 3,2 0,8
5 Пилосос стаціонарний 2 7,5 0,8
6 Верстат нарізання візерунку 3 11 0,84
7 Верстат механічних лез 4 2,1 0,88
8 Машина швейна 60 1,1 0,72
9 Вентилятор 6 37 0,8
Σ = 85
Однофазні електроприймачі
1 Компресор 3 1,4 0,9
2 Термофен 3 1,8 0,9
Σ = 6
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [15], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів [8, 9].
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/230 В;
аварійне освітлення 230 В.
Розміри цеху виготовлення виробів із хутра, електропостачання якого
розглядається окремо, складають A×B×H = 24×60×6.
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх
електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини [15].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ [15].
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів [15]. Запилені приміщення, як зі
струмопровідним пилом, так і приміщення з неструмопровідним пилом,
відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль,
що руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від головної
районної підстанції (ГРП) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 65 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 102,2 квар в часи її максимуму
навантаження.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів тощо) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності [8, 9].
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 [2, 8, 12].
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І = const = Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових
характер, використовується співвідношення [2, 8, 12]
t+Θ
IΘ(t) 1
= ∫ I(t) ⋅dt ,
Θ t
де Θ – тривалість інтервалу осереднення (Θ ≤ t ≤ T - Θ ), що приймається
для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної Θ = 3 ⋅T0
(у решті випадків – Θ < 3 ⋅T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 ⋅T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 =10 хв., Θ = 30 хв. незалежно від перетину
провідника, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум» [2, 8].
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального
нагріву провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове
змінне навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз = 3 ⋅Uном ⋅ Ipоз ⋅cosϕ . (2.1)
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження PΘ по активної потужності за час Θ [2, 8, 12]
1 t+Θ
PΘ = P(t)dt .
Θ ∫
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax = Iроз , тобто найбільшому значенню струму зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових
електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно
проводити згідно методики [2, 8, 12], яка поширюється на всі галузі
господарства, адаптована до сучасних умов та містить суттєві уточнення
попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість
(рисунок 2.1) [2, 8, 12].
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства
( Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проєктування системи електропостачання [2, 8, 12].
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення [2, 8, 12]:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює [2, 8, 12]:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу = pном = pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
pу = pном = pпасп ⋅ ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП [2, 8, 12]
n
Рном =∑рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
[8, 12]
n n
Qном =∑qном =∑рном ⋅ tgϕ , (2.3)
1 1
де tgϕ – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв ⋅Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням [2, 8, 12]:
Рроз = Кp ⋅Кв ⋅Рном , (2.4)
де Кр = f (Kв, nе, Ta ) – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та сталою часу нагріву мережі, для якої
розраховують електричні навантаження.
Згідно [2] прийняти наступні сталі часу нагрівання:
– Ta =10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta = 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
– Ta ≥ 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова
потужність для цих елементів визначається за умовою Кр =1.
Відмітимо, що добуток Кв ⋅Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше [8, 12].
У загальному випадку величину ефективної кількості
електроприймачів nе визначають за співвідношенням [8, 12]:
2
n
∑Pном
n 1
е = n .
∑n ⋅р2
ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням: [8, 12]
2
n = ∑pном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n ( n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n = nе . Якщо рном max / pном min ≤ 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne = n [2, 8, 12].
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними [2, 8, 12].
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою [12]
n
∑кв і ⋅рном і
К = 1
в n . (2.6)
∑рном і
1
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе [12]
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до
1000 В [12]
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В [8, 12]
Коефіцієнт використання Кв
nе
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює [8, 12]
п
∑Кв, і ⋅Рном і
К 1
в, цеху = п . (2.7)
∑Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд [8, 12]
п
Рроз цеху = Кр ⋅ Кв, цеху ⋅Рном = Кр ⋅∑Кв, i ⋅Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням [8, 12]
Qроз цеху = Кр ⋅∑Кв,і ⋅Рном,і ⋅ tgϕі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc [8, 12].
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]
( )2 ( 2
Sроз цеху = Рроз цеху + Qроз цеху ) . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9)
та графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину
розрахункового активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [8, 12].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок
проводимо за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення [8, 12].
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому [12]:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tgϕ . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю [2, 8, 12]
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном = 3 ⋅рном о ; qном = 3 ⋅qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної
нерівномірності номінальна потужність еквівалентної групи приймається
рівною потрійному значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
єлектроприймачів (машина швейна) Рном, 8 . При цьому, так як
електроприймачі згруповані таким чином, що мають однакову величину
коефіцієнта використання Кв та номінальну потужність, групова
установлена (номінальна) активна потужність дорівнює [12]
n
Рном =∑pном .
1
Рном, 8 =1,1⋅60 = 66кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв ⋅Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв ⋅Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв ⋅Рном, 8=0,8. ⋅66 = 52,8кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її
у відповідну графу таблиці 2.3.
Кв ⋅Рном, 8 ⋅ tgφ = 0,8 ⋅66 ⋅0,96 = 50,9квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв ⋅Рном, та Кв ⋅Рном, ⋅ tgφ , а саме: ∑Кв ⋅Рном та ∑Кв ⋅Рном ⋅ tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
n 2 ⋅484,8
е = =14,2 .
68
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
К 351
в, цеху = = 0,67 .
484,8
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе =14,2 та
Кв, цеху = 0,67 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,08 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху =1,08 ⋅325,1= 351 кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе [8, 12]:
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе ≥10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9) [8], тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qроз цеху = 230,4квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
S = 3512
роз + 230,42 = 419,9 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах [8, 12].
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 [8, 12]. Якщо нерівномірність
перевищує 15 %, умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної
потроєної величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних
цілей точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт)
визначається наступним чином [8, 12]:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф або Рном, у = 3 ⋅Sпасп ⋅ ТВ ⋅cosϕпасп ,
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
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі
трифазної системи, визначаються за формулами [8, 12]:
• при одному електроприймачу
Рном, у = 3 ⋅Рном. ;
• при двох або трьох електроприймачах
Рном, у = 3 ⋅Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cosϕ
більш 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 кожної фазі [8, 9].
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
PΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅ρ(аb)а + Кв ⋅Рac ⋅ρ(аc)а + К′в ⋅Рао ; (2.12)
QΣ(a) = Кв ⋅Раb ⋅q(аb)а + Кв ⋅Раc ⋅q(аc)а + К′в ⋅Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
ρ(аb)а , ρ(ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв, К′в – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і
с, знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності,
наприклад фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від
однофазних електроприймачів [8, 12].
РΣ = 3 ⋅РΣ(с) і QΣ = 3 ⋅QΣ(c) .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень [2]
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
ρ(аb)а, , ρ(bс)b, ρ(са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
ρ(аb)b,, ρ(bс)с, ρ(са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а, , q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с, q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
Однофазними електроприймачами в цеху є наступні установки:
- компресор – 3 шт;
- термофен – 3 шт.
Розрахуємо умовну трифазну номінальну потужність Pу для групи
однофазних електроприймачів, потужність яких приведена до ТВ=100 %, що
підключені наступним чином:
- компресор: напруга фазна Uф = 230В; рф,0 =1,4 кВт ; cosϕ = 0,92;
К′в,a0 = 0,45;
- термофен: напруга лінійна UЛ = 380В ; рЛ =1,8 кВт ; cosϕ = 0,9;
Кв = 0,5 .
Умовна трифазна номінальна потужність Рном у однофазного
навантаження складає
Ру = 3 ⋅PΣ(ф) ; Ру = 3 ⋅1,4 + 3 ⋅1,8 = 9,6 кВт .
Qу = Pу ⋅ tgϕ(b) ; Qу = 9,6 ⋅0,53 = 5,24 квар .
За таблиці 2.1 при ne(o) = 2 та ⟨Кв(ф)⟩ = 0,755 отримаємо Кр =1,14 .
Рроз у = Кр ⋅ Кв(ф) ⋅Ру
Рроз у =1,14 ⋅0,755 ⋅9,6 = 8,26 кВт .
Розрахункова реактивна потужність визначається наступним чином
[8]:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе ≤10 Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ ;
при nе >10 Qроз =∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ .
Qроз =1,1⋅∑Кв ⋅Рном ⋅ tgϕ
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
Qроз у =1,1⋅∑0,755 ⋅9,6 ⋅0,53 =4,2 квар .
і
Повна умовна розрахункова потужність S роз у силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою [8, 12]
S 2 2
роз у = Pроз у +Qроз у ,
2 2
Sроз у = (8,26 ⋅103 ) + (4,2 ⋅103 ) = 9,3 кВ ⋅А .
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило,
загальним рівномірним освітленням [13, 21].
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується
метод питомої потужності [13, 21].
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Е к
Рп.о.ф =Р ⋅ ф ⋅ з.ф
п.о.табл ⋅кр,
100 кз.табл
використовуються слідуючи 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 [13, 21] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності
цеху активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою
точністю визначається співвідношенням [13, 21]:
Pmax оc = ω⋅Рп.о.ф ⋅S , (2.14)
де S, – площа приміщення, м2 ;
ω – питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
визначається співвідношенням:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0 , (2.15)
де tgϕ0 – відповідно cosϕ0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[13, 21], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних
установок
Р 14,5 200 1,8
п.о.ф = ⋅ ⋅ ⋅0,3 = 9,7 Вт/м2,
100 1,6
Pmax оc = 0,95 ⋅9,7 ⋅1440 =19,1Вт,
Qроз, ос =19,1⋅0,2 = 3,8 квар.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах
0,4 кВ визначаються за виразами [2, 8]
Р0,4 цеху = Рроз, цеху + Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху = 351+19,1= 370,2 кВт ,
Q0,4 цеху = Qроз, цеху + Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху = 230,4 + 3,8 = 234,2 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
2 2
S ТП = (Р0,4 цеху ) + (Q0,4 цеху ) , (2.16)
S ТП = 370,22 + 234,22 = 416,1 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
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, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko [2, 8].
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у = 32,1 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [2, 8].
Приблизну потужність Sпр підприємства (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою [2, 8]
N 2 2
N
SНН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∑Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП =1,0 ⋅ 4406,82 + 2794,52 = 5218,1 кВ ⋅А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 5218,1кВ ⋅А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах [2, 8, 9].
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами [2, 8, 12]
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ xi
ХЦЕН підпр = i = 1
n , (2.18)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
n
∑ Р0,4 цеху ⋅ yi
Y i = 1
ЦЕН підпр = n . (2.19)
∑ Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 673489
ЦЕН підпр = =166,9 м ,
4406,8
Y 933146
ЦЕН підпр = =135,6 м .
4406,8
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
Центр електричних навантажень цеху.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН) [2, 8].
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах
дозволяє [2, 8]:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної
енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених
річних витрат.
У багато прогінних цехах великої ширини ТП розміщуються
переважно біля колон, між колонами або у внутрішньоцехових приміщеннях
з таким розрахунком, щоб не займати площу цеху, яка обслуговується
кранами. Якщо відстань між колонами недостатня для того, щоб розмістити
між ними підстанцію, то допускається її розташування на площі цеху так,
щоб одна з колон знаходилась у межах периметра розміщення ПС [2, 8, 11].
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції
виносяться за їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН за формулами [2, 8, 11]:
– для активної потужності:
п
∑Рроз i ⋅ хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Р) = п , (2.20)
∑Рроз i
i=1
п
∑Рроз i ⋅ уi
У i=1
ЦЕН цеху(Р) = п ; (2.21)
∑Рроз i
i=1
– для реактивної потужності:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
п
∑Qроз i ⋅ хi
Х i=1
ЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i
i=1
п
∑Qроз i ⋅ уi
У i=1
ЦЕН цеху(Q) = п ,
∑Qроз i
i=1
де Pроз і і Qроз і – номінальна активна і реактивна потужності
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу
за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу [2].
Для кожного споживача заносимо його встановлену потужність та
координати ( у міліметрах згідно рисунку 3.1.) у відповідні стовбці таблиці
2.7. Координати ЦЕН отримаємо також в міліметрах після того, як у таблицю
2.7 буде внесено останній споживач.
Таблиця 2.7 – Розрахунок центру електричних навантажень
Найменування Pi, Xi, P ∙X Yi,
кВт мм i i мм Pi∙Yi Хцен Yцен
1 2 3 4 5 6 7 8
Парогенеруюча установка 1 8 8 3,9 3,9
Насос холодної води 27 8 216 3,9 105,3
Насос холодної води 27 16 432 3,9 105,3
Установка статичного заряду 2,2 16 35,2 3,9 8,58
Установка статичного заряду 2,2 8 17,6 3,9 8,58
Установка статичного заряду 2,2 16 35,2 46,7 102,74
Установка статичного заряду 2,2 24 52,8 46,7 102,74
Стригальна машина 3,2 24 76,8 6,1 19,52
Стригальна машина 3,2 24 76,8 6,1 19,52
Стригальна машина 3,2 24 76,8 6,1 19,52
Пилосос стаціонарний 7,5 24 180 8 60
Пилосос стаціонарний 7,5 32 240 8 60
Верстат нарізання візерунку 11 0 0 8 88
Верстат нарізання візерунку 11 8 88 3,6 39,6
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8
Верстат нарізання візерунку 11 16 176 3,6 39,6
Верстат механічних лез 2,1 24 50,4 3,6 7,56
Верстат механічних лез 2,1 32 67,2 3,6 7,56
Верстат механічних лез 2,1 8 16,8 3,6 7,56
Верстат механічних лез 2,1 16 33,6 3,6 7,56
Машина швейна 1,1 0 0 0 0
Машина швейна 1,1 8 8,8 0 0
Машина швейна 1,1 16 17,6 0 0
Машина швейна 1,1 24 26,4 0 0
Машина швейна 1,1 32 35,2 0 0
Машина швейна 1,1 0 0 0 0
Машина швейна 1,1 8 8,8 0 0
Машина швейна 1,1 16 17,6 0 0
Машина швейна 1,1 24 26,4 0 0
Машина швейна 1,1 32 35,2 0 0
Машина швейна 1,1 0 0 0 0
Машина швейна 1,1 8 8,8 0 0
Машина швейна 1,1 0 0 8 8,8
Машина швейна 1,1 8 8,8 8 8,8
Машина швейна 1,1 16 17,6 8 8,8
Машина швейна 1,1 24 26,4 8 8,8
Машина швейна 1,1 32 35,2 8 8,8
Машина швейна 1,1 0 0 8 8,8
Машина швейна 1,1 8 8,8 8 8,8
Машина швейна 1,1 16 17,6 8 8,8
Машина швейна 1,1 24 26,4 8 8,8
Машина швейна 1,1 32 35,2 8 8,8
Машина швейна 1,1 0 0 8 8,8
Машина швейна 1,1 8 8,8 8 8,8
Машина швейна 1,1 0 0 16 17,6
Машина швейна 1,1 8 8,8 16 17,6
Машина швейна 1,1 16 17,6 16 17,6
Машина швейна 1,1 24 26,4 16 17,6
Машина швейна 1,1 32 35,2 16 17,6
Машина швейна 1,1 0 0 16 17,6
Машина швейна 1,1 8 8,8 16 17,6
Машина швейна 1,1 16 17,6 16 17,6
Машина швейна 1,1 24 26,4 16 17,6
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8
Машина швейна 1,1 32 35,2 16 17,6
Машина швейна 1,1 0 0 16 17,6
Машина швейна 1,1 8 8,8 16 17,6
Машина швейна 1,1 0 0 24 26,4
Машина швейна 1,1 8 8,8 24 26,4
Машина швейна 1,1 16 17,6 24 26,4
Машина швейна 1,1 24 26,4 24 26,4
Машина швейна 1,1 32 35,2 24 26,4
Машина швейна 1,1 0 0 24 26,4
Машина швейна 1,1 8 8,8 24 26,4
Машина швейна 1,1 16 17,6 24 26,4
Машина швейна 1,1 24 26,4 24 26,4
Машина швейна 1,1 32 35,2 24 26,4
Машина швейна 1,1 0 0 24 26,4
Машина швейна 1,1 8 8,8 24 26,4
Машина швейна 1,1 0 0 32 35,2
Машина швейна 1,1 8 8,8 32 35,2
Машина швейна 1,1 16 17,6 32 35,2
Машина швейна 1,1 24 26,4 32 35,2
Машина швейна 1,1 32 35,2 32 35,2
Машина швейна 1,1 0 0 32 35,2
Машина швейна 1,1 8 8,8 32 35,2
Машина швейна 1,1 16 17,6 32 35,2
Машина швейна 1,1 24 26,4 32 35,2
Машина швейна 1,1 32 35,2 32 35,2
Вентилятор 37 16 592 18,1 669,7
Вентилятор 37 24 888 18,1 669,7
Вентилятор 37 32 1184 18,1 669,7
Вентилятор 37 32 1184 18,1 669,7
Вентилятор 37 16 592 28,1 1039,7
Вентилятор 37 24 888 38,1 1409,7
Разом 484,8 8122,4 6926,94 16,73 14,3
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності [2, 8, 11].
Розрахунок координат ЦЕН реактивного навантаження цеху має сенс у
тому випадку, коли компенсацію реактивної потужності здійснюють в місцях
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
концентрації таких споживачів, або в цеху встановлено високовольтні
двигуни, які є джерелами реактивної потужності.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження
цеху не розраховуємо [9].
Розрахункові координати ЦЕН(на рис.1.1)складають:
Х ЦЕН = 16,73 мм ; YЦЕН = 14,3 мм.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху [15].
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках [15]:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу.
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, функціонування 3 тельферів, а також
необхідність зміщення ТП в бік найбільш потужних електроприймачів
(широкоуніверсальний фрезерний верстат), обираємо місця встановлення
КТП у куту поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних
споживачів (рисунок 1.1).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень [8, 11]. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії в
цехах, так і на генеральному плані всього промислового підприємства. В
останньому випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі
цехи.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії, а
радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення
його знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому
масштабі площі кола [2, 8, 11]:
P 2
роз і = π ⋅ r ⋅m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру [2, 8, 11].
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності,
а також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У
зв'язку з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і
місць установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо
центри споживання реактивної потужності підприємства [2, 8, 11].
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням [2, 8, 11]
360 ⋅P
α роз цеху
с.н = ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 ⋅P
α роз ос. цеху
оc.н = . (2.23)
Р0,4 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри
картограми електричних навантажень [2, 8, 11]
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
P
ri = pоз 0,4 цеху i . (2.24)
π ⋅m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.8
Таблиця 2.8 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m , α α r ,
кВт кВт кВт кВт/мм2 с.н оc.н мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Насосна станція
першого підйому. 732,1 28,6 760,7 0,11 346 14 46,9
Цех дублянок.
Відділення
фарбування шкіри 633,8 22,9 656,7 0,11 347 13 43,6
Ремонтний цех.
Механічний цех. Цех 1009,2 38,4 1047,6 0,11 347 13 55,1
сушіння тирси
Цех первинної
обробки сировини.
Насосна очисних 351 19,1 370,2 0,11 341 19 32,7
споруд
Цех виробів з хутра 311,6 20,8 332,4 0,11 337 23 31,0
Цех виготовлення
головних уборів 78,3 155,4 233,7 0,11 121 239 26,0
Управління. Вагова.
Караульне
приміщення. Склад 968,4 37,1 1005,5 0,11 347 13 54,0
готової продукції
Цех пальто.
Котельня. Цех
курток. Склад-
станція 732,1 28,6 760,7 0,11 346 14 46,9
фарбувальних
компонентів
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні обмеження
[7, 8, 11].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій
і трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку [7, 8].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що
скорочує протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та
розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи [7].
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги [7, 8]:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися 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 трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза
межами цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у
випадку, коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках [7]:
- при живленні від однієї підстанції декілька цехів;
- при наявності у цеху вибухонебезпечних виробництв;
- при неможливості розміщення підстанцій на території цеху за
міркуванням виробничого характеру.
Таким чином, розміщуємо нашу ТП однозначно в цеху.
Обрана підстанція повинна займати мінімум корисної площі цеху,
відповідати вимогам електричної та пожарної безпеки, та не створювати
перешкод виробничому процесу [7, 8].
З урахуванням приведених вище вимог, наявності транспортного
проїзду поблизу розрахованого ЦЕН, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини) [8, 11].
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної
частини).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
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 [9].
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [22].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220
– 500 кВ [18].
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним 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 [15].
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного
аналізу вимог до системи електропостачання, величині, характеру та
особливостей навантаження підприємства, надійності електропостачання,
місцевих умов та інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду
можливості застосування різних схем із діючих типових [18], починаючи від
найпростіших «блочних» до більш складних «спрощених» та схем «містків».
Остаточний вибір проводиться на основі техніко-економічного аналізу
порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки [3].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки [7, 15].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
Схеми електричних з’єднань підстанцій і розподільчих установок
повинні вибиратися виходячи з загальної схеми електропостачання
підприємства і задовольняти наступним вимогам [8, 11]:
– забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв’язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
– ураховувати перспективу розвитку;
– допускати можливість поетапного розширення;
– широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
– забезпечувати можливість проведення ремонтних і експлуатаційних
робіт на окремих елементах схеми без відключення сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не
повинно порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих
виробництв [9].
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів [13, 15].
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з
вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку
трансформаторів” (рисунок 3.2) [18].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проєктуванні підстанцій, що будуються [19].
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ) [19].
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній” [8]
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів [8]
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ [8]: а) – з однією секціонованою системою
шин; б) – з двома секціонованованими система шин
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
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами [8, 11].
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони
повинні відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого
нагріву з урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а
також режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу
струмів між лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається
згідно ПУЕ [15].
Перерізи провідників мають бути перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП [8, 11].
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
враховано втрати потужності у силових трансформаторах ГПП [8]
N 2 2
N
SВН ГПП = Ко ⋅ ∑P0,4 цеху і + ∆PT + ∑Q0,4 цеху і + ∆QT , (3.1)
i i
де ∆PT і∆QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу [8]
S
І = ВН ГПП
роз ПЛ ⋅Кзав.Л , (3.2)
3 ⋅ Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов [8]:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Іроз ПЛ ≤ к ⋅ Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ⋅ Іроз ПЛ ≤ к ⋅ кдоп ⋅ Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з
місцем розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за
її товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у
залежності від напруги [15].
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом [8, 11]
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
∆PT = 0,02 ⋅SНН ГПП ,
∆QT = 0,1⋅SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена
нами за формулою (2.17) [8].
Таким чином
ΔРТ = 0,02 ⋅5218,15 =104,3 кВт ;
∆QT = 0,1⋅5218,15 = 521,8 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
SВН ГПП =1,0 ⋅ (4406,8+104,3)2 + (2794,5+ 521,8)2 = 5599 кВ ⋅А .
У нашому випадку
Іроз ПЛ = 5599
=14,7 А .
2 ⋅1,732 ⋅110
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом [8]
І
F = роз ПЛ
ек ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму jек = 1,4 А/мм2.
F =14,7
ек =10,5 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) = 260 А [16].
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к =1);
14,7 А ≤ 1⋅260 А ;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп =1,25;
2 ⋅14,7 А = 29,4 А ≤ 0,9 ⋅1,25 ⋅260 = 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [8] визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 [8].
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [16].
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 [8, 12].
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу
напруги. Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X > R , причому для ЛЕП
напругою 220 кВ і вище справедливе співвідношення: X R [8, 12].
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зрушення δ стають великими, як правило, близько 15− 25 , зі
збільшенням δ до 35− 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі
потужностей, близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих
випадках врахування поперечної складової δU// 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 [8, 12].
Для ділянок напругою 110 кВ і менш X ≤ R , кут δ невеликий (менше
2 − 3 ).
Зв'язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4) [8, 12]:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 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
дорівнює[2, 8]:
∆U′ф = Iа ⋅R + Iр ⋅X = I ⋅ (R cosϕ+Xsinϕ) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії δU//
ф [2, 8]
δU′ф′ = Iа ⋅X − Iр ⋅R = I ⋅ (X ⋅cosϕ−R ⋅sinϕ) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу ∆Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [2]:
Uф1 = Uф2 + ∆Uф = Uф2 + ∆U′ф + jδU′ф′ = ,
= U + (I R + I jδ
ф2 a pX) + j(IaX − IpR) = Uф1 ⋅e
де модуль U1ф цієї напруги :
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
Uф1 = (Uф2 + ∆U′ 2
ф) + (δU′′ )2
ф (3.5)
та його фаза δ :
δU′
δ = arctg ф′ .
Uф2 + ∆U′ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги ∆Uф .
«Втрата напруги» ∆Uф, для ділянки електричної мережі [2]:
∆Uф = Uф1 − Uф2 (3.6)
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням [2]
∆Uф = (∆U′ф)2 + (δU′′ )2
ф . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид [2]:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
∆U′′ = 3 ⋅ ∆U′ф′ = 3 ⋅∑(Ii ⋅ ri ⋅cosϕi + Ii ⋅xi ⋅sinϕi ) .
i=1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги ∆U /
1дорівнює його поздовжній складовій ∆U .
Тоді втрата напруги ∆U приблизно визначається по формулі
∆U ∆U′ = 3 ⋅ (I ⋅R + I ⋅X) = PіR +QіX ≈ PіR +QіX
a p ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки [2].
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП
визначаються за загальним виразом [2]
П = П0 ⋅L ,
де Π{r0 , x0} – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі [2], Ом/км
D
X0 = 0,144 ⋅ lg cp + 0,0157 ⋅µ = Х/ +Х/ / ,
r 0 0
др
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
µ – магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
µ =1, для сталі – µ1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули [2]
D = 3
cp D12 ⋅D13 ⋅D23 , м.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність) [2, 8].
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 % [8, 12], тобто
r = (1,15÷1,20) ⋅ F+ Fcт
пр .
π
Активний погонний опір лінії визначається по формулі [8, 12], Ом/км
R ρ
0 = ,
F
де ρ – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2/км;
F – переріз фазного проводу(жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
ρ = 29,5÷31,5 Ом ⋅мм2 / км , для міді ρ =18,0÷19,0 Ом ⋅мм2 / км [8, 12].
Для визначення складових струму використовують відомі
співвідношення [8, 12]:
I = Pі ; I = Q
a і
p (3.8)
3 ⋅Uі 3 ⋅Uі
Проєктна потужність підприємства:
Pi = 4406,8 кВт; Qі = 2794,5 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R = R0 ⋅L , R = 0,34 ⋅65=22,1 Ом,
X = X0 ⋅L , X = 0,318 ⋅65=20,7 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
I 4406,8 ⋅103
a = 3 = 23,1 A ;
3 ⋅110 ⋅10
I 2794,5 ⋅103
p = 3 =14,7 A .
3 ⋅110 ⋅10
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
∆U′ф = 23,1 ⋅22,1+14,7 ⋅20,7 = 814,8 В;
δU′′ = 23,1 ⋅22,1− 23,9 ⋅14,7 =159,2 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 = (110 + 0,815)2 ⋅106 + (0,159)2 ⋅106 =110,815 кВ.
Модуль падіння напруги ∆Uф визначається співвідношенням (3.7)
∆Uф = (0,815)2 ⋅106 + (0,159)2 ⋅106 = 830,4 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
∆Uф =110,815 ⋅103 −110,0 ⋅103 = 815 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктної потужності Pi = 4406,8 кВт; Qі = 2794,5 квар. складає
∆U
∆U(%) = ф
%.
∆Uном
U(%) 0,815 ⋅103
∆ = 3 ⋅100 = 0,74% .
110 ⋅10
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
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 [9, 15].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом [8, 9]
∆РТ = 0,02 ⋅Sпр;
∆QТ = 0,1⋅Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах [2, 8]:
n 2 2
n
Snp(6 ст.) = КО ⋅ ∑P + ∆PТ + ∑Q + ∆QТ = SВН ГПП .
i=1 i=1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [2, 8]
S
SТ пр =
np(6 ст.) . (4.1)
2 ⋅0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ пр і
Sном Т незначна (±10 %) , то для розгляду приймається один варіант, в
іншому випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною
потужністю трансформатора відносноSТ пр [2, 8].
Для перевірки трансформатора 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 вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
S кВА
7000
6500 Sмакс
6000
Sн.тр
5500
5599
5000
5039
4500
4479
4000
4028
3919
3500
3359 3359
3000
2500 2799
2000 2240 2240 2240
1500 1680 1680
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою [2, 8]
n
(S2 ⋅ ∆t )
К 1 ∑ i i
= i=1
1 n ,
Sном Т ∑∆ti
i=1
((2,24 ⋅1) + (1,68 ⋅1) + (1,68 ⋅2) + (2,24 ⋅1) + (4,03 ⋅1) +
К 1 +(3,91⋅3) + (3,35 ⋅3) + (3,35 ⋅3) + (2,79 ⋅1) + (2,24 ⋅1))
1 = = 0,55 .
6,3 (1+1+ 2 +1+1+ 3+ 3+ 3+1+1)
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження
трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює
номінальному трансформатора;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
∆ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ∆ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K /
2 та K / /
2 .
Величина K /
2 обчислюється за формулою [2, 8]
m
∑(S2
i ⋅ ∆ti )
К / 1
= i=1
2 ,
S m
ном Т ∑∆ti
i=1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K / /
2 визначається за виразом [2, 8]
/ / 0,9 ⋅S
К = np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне
перевантаження К2 доп . Робота трансформатора допускається із
систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2 доп ≥ К2 [2, 8].
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який
залишився у роботі, в межах допустимого перевантаження [2, 8].
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 [2, 8]:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
S
SномТ ≥ np(6 ст.) .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
S
S np(6 ст.).а
номТ ≥ ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого
обмеження навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на
трансформатор. Для визначення навантажувальної здатності проводять
розрахунки за допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
S 5599
Т пр = = 3999,3 кВ ⋅А .
2 ⋅0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із номінальними
параметрами: Sном Т =6,3 МВ ⋅А , Uном В=115 кВ, Uном Н =11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт [8].
К` 1 ((5,04 ⋅2) + (4,47 ⋅2) + (5,59 ⋅3))
2 = = 0,36 .
6,3 (2 + 2 + 3)
К`` 0,9 ⋅5599
2 = = 0,8 .
6300
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження [8], в якому максимальне навантаження буде відповідати Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [2, 8, 11].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового
трансформатора користуватися наступними критеріями [2, 8]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
σ = max
S , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після
аварійному режимах.
Згідно [2, 8] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван = 0,9 − 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [2, 8].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності [2, 8].
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHKсум = QHK1 +QHK2. (4.2)
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової
потужності Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних
навантажень:
N P
min =
max + ∆N,
кзаван ⋅Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax = Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
∆N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
N 370,2
min = + 0,38 ≈1.
0,95 ⋅630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе = Nmin + m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2,
8] у функції Nmin і ∆N .
Nе =1 + 0 = 1,
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
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, 8]
2
Qmax T = (Nе ⋅кзаван.ф ⋅Sном T ) − Р2
max .
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к SТП
заван.ф = .
Ne ⋅Sном T
к 416,1
заван.ф = = 0,66 .
2 ⋅630
У такому разі
Qmax.T = (1⋅0,66 ⋅630)2 - 370,22 =190,1 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе [2, 8]:
QHK1 = Qmax0,4 −Qmax T ,
де Qmax0,4 – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
завантажену зміну, квар.
QHK1 = 234,2 −190,1= 44,1квар .
При QHK1 < 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 ≤ 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 = Qmax0,4 −QHK1 − γ ⋅Nе ⋅Sном Т ,
де γ – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [2, 8].
QHK2 = 370,2_44,1_ (0,18 ⋅1⋅630) = 76,7 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 < 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHKсум = 44,1+ 76,7 =120,8квар.
Таким чином, за результатами розрахунків обираємо одну комплектну
конденсаторну установку марки OPTIM 5 P&P-135-440 потужністю 135 квар
і напругою живлення 0,4 кВ [2, 8].
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах 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 [2, 8]
Qвк = кнс ⋅ Qmax + ∆Qт - Qек - ∑Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
довідковими даними);
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 (таблиця 4.1).
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проєктується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 102,2 квар.
Qвк = 0,92 ⋅2794,5+ 521,81− (−102,2) −1412,5 ≈1800 квар .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві
конденсаторні установки марки УКЛ 57М-10,5 - 900 У3 [2].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції
внутрішньозаводської мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт [17].
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [2, 8]. 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 2,
8]. Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових
підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення [2, 8].
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам
прокладки ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції
мають споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися
двокабельною лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі [15].
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
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 [2, 8].
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання [1].
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної ∆Рт та реактивної ∆Qт потужності в
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора [2]
Рmax 10= Рроз 0,4+ ∆РТ = Рроз 0,4+ 0,02 ⋅ Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ ∆QТ = Qроз 0,4+ 0,1⋅Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4, Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням [2]
2 2
S Лi = (Рmax 10 і ) + (Qmax 10 і ) ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна
потужність лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в
трансформаторах, що розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2).
Розраховані дані заносимо у таблицю 5.1.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рроз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Q , S ,
ТП max 10 Л
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 760,7 452,3 630 773,3 515,3 929,3
ТП-2 1 656,7 393,5 1000 676,7 493,5 837,5
ТП-3 2 1047,6 627,1 1000 1067,6 727,1 1291,7
ТП-4 1 370,2 234,2 630 382,8 297,2 484,6
ТП-5 1 332,4 196,3 630 345,0 259,3 431,6
ТП-6 1 233,7 85,9 250 238,7 110,9 263,2
ТП-7 2 1005,5 805,2 1000 1025,5 905,2 1367,9
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як [2]
S
Iроз, Лі = Лі .
3 ⋅Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
I 484,6
роз Л ( ГПП - ТП 4 ) = = 28 А .
3 ⋅10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний
переріз Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий
струм Ідоп , значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
I
F = роз, Лі 28
ек = = 20 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП4) 16 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×16),
Іном каб = 75 А [16].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
Кількість т-рів
шт
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [2]
Іроз, Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1 =1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 = 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
28 ≤ 75 ⋅1,05 ⋅0,9 = 70,9 А
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається
за виразом [2]
2 ⋅ Іроз Л ≤ Ідоп ⋅К1 ⋅К2 ⋅К3,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 =1,25 .
Для нашого випадку
2 ⋅28 ≤ 75 ⋅1,05 ⋅0,9 ⋅1,25 = 88,6 А ,
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% ⋅Uном і визначається за виразом [2]:
ΔU= 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cosϕ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosϕ та sinϕ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії, наприклад:
cosφ = 382,8
= 0,79, sinφ = 297,2
= 0,61.
484,6 484,6
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
ΔU = 3 ⋅28 ⋅0,1⋅ (1,1⋅0,79 + 0,068 ⋅0,61) = 4,42 В
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU = 4,42 ≤ 0,05 ⋅Uном = 52 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній,
обираємо за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Прий
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , нята
кабелю Марка кабелю
м кВА А мм2 А F ,
мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП-ТП1 180 929,3 53,7 38,4 115
ГПП-ТП2 130 837,5 48,4 34,6 90
ГПП-ТП3 145 1291,7 74,7 53,4 140
ГПП-ТП4 65 484,6 28 20 75
ГПП-ТП5 70 431,6 24,9 17,8 75
ГПП-ТП6 260 263,2 15,2 10,9 75
ГПП-ТП7 150 1367,9 79,1 56,5 140
ГПП-БСК10 8 900 52 37,1 115
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
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 ведеться згідно Держстандарту [5, 6].
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах
електрообладнання внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій
обслуговуючого персоналу.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [5, 6]
припущення.
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ ⋅А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 65 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[1].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ ⋅А;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
U
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = 115 .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень
(рисунок 6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде
наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5,
Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для
індуктивних опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
2
U2 (110 ⋅103
Х = C
С ( )
n)2 = ⋅ (1)2 =10,1Ом ;
SКЗ 1200 ⋅106
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
ХПЛ = l ⋅ х 2
ПЛ ПЛ, пит ⋅ (n) = 65 ⋅0,4 ⋅ (1)2 = 26 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
U2 ( 2
11⋅103
) 2
ХТ = UКЗ ном. Н (n)2 10,5 115
⋅ =
6 ⋅ = 220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 ⋅10 11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л2
2
Х 2
2 = хкаб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n =0,099 ⋅0,13 ⋅ 115
=1,4 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної
лінії Л5
2
Х 2
5 = хкаб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n =0,099 ⋅0,07 ⋅ 115
= 0,76 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії
Л7
Х 2 115 2
7 = хкаб. пит ⋅LКЛ 7 ⋅n = 0,099 ⋅0,15 ⋅ =1,6 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
R 2 = r 2 115
каб. пит ⋅LКЛ 2 ⋅n = 1,24 ⋅0,13 ⋅ =17,62 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
R5 = r 2 115
каб. пит ⋅LКЛ 5 ⋅n = 1,24 ⋅0,07 ⋅ = 9,5 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
R = r L n2 = 1,24 0,15 115 2
7 каб. пит ⋅ КЛ 7 ⋅ ⋅ ⋅ = 20,3Ом .
11
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення
методом точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й
апарати, необхідно знати початкове значення періодичної складової струму
КЗ, ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для
заданого моменту часу тощо [23].
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
I КЗ= U ,
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
U 110 ⋅103
U = c ⋅n1 ⋅n2 ⋅ ⋅ ⋅nm = = 63510 В .
3 3
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і ⋅n .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного
ступеня опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5
відповідно. Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z∑ К1 ≡ Х∑ К1 = ХС + ХПЛ = 10,1 + 26 = 36,1Ом .
Точка короткого замикання К2:
Z∑ К2 ≡ Х∑ К2 = ХС +ХПЛ +ХТ = 10,1 + 26+ 220,4 ≈ 256,5 Ом .
Точка короткого замикання К3:
Z = Х2 2 2
∑ К3 ∑ К3+(R 2 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 ) +( )2
R2 =
= (10,1 + 26+ 220,4 +1,4)2 + (17,62)2 = 258,5 Ом
Точка короткого замикання К4:
Z = Х2
∑ К4 ∑ К4 +( )2 ( 2 2
R5 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х5 ) +(R5 ) =
.
= (10,1 + 26+ 220,4 + 0,76)2 + (9,5)2 = 257,4 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 2 2
Z∑ К5 = Х2
∑ К5 +(R7 ) = (ХС +ХПЛ +ХТ +Х7 ) +(R7 ) =
.
= (10,1 + 26+ 220,4 +1,6)2 + (20,3)2 = 258,9 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
I = U = 63510
КЗ (К1) = 1759,28 А .
z∑ К1 36,1
Точка короткого замикання К2:
I U 63510
КЗ (К2) = = = 247,6 А .
z∑ К2 256,5
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Точка короткого замикання К3:
I = U = 63510
КЗ (К3) = 247,9 А .
z∑ К3 256,2
Точка короткого замикання К4:
I = U = 63510
КЗ (К4) = 245,7 А .
z∑ К4 258,5
Точка короткого замикання К5:
I U
КЗ (К5) = = 63510
= 246,7 А .
z∑ К5 257,4
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) ⋅n1 =1759,28 ⋅1 =1759,28 А ;
– точка короткого замикання К2:
І 115
КЗ (К2) = ІКЗ (К2) ⋅n2 = 247,6 ⋅ = 2588,5 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) ⋅n2 = 247,9 ⋅10,455 = 2591,8 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) ⋅n2 = 245,7 ⋅10,455 = 2568,8 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) ⋅n2 = 246,7 ⋅10,455 = 2579,3 А .
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [5, 6], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний
струм буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К1) = 2 ⋅1,8 ⋅1759,28 = 4478,4 А ,
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К2) = 2 ⋅1,8 ⋅2588,5 = 6589,3 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К3) = 2 ⋅1,8 ⋅2591,8 = 6597,6 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К4) = 2 ⋅1,8 ⋅2568,8 = 6539,1 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 ⋅kу ⋅ IКЗ (К5) = 2 ⋅1,8 ⋅2579,3 = 6565,8 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ, А 1759,28 247,6 247,9 245,7 246,7
ІКЗ, А 1759,28 2588,5 2591,8 2568,8 2579,3
іy , А 4478,4 6589,3 6597,6 6539,1 6565,8
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить
точку А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення
(рисунок 6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у
[1, 5, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ ⋅А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
І = Sб 100 ⋅106
б = 3 ≈ 525 А .
3 ⋅Uб,1 3 ⋅110 ⋅10
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом
І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1) (1)
КЗ = 3 ⋅ ІКЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
(n) E
І = А Σ
КЗ1 (n) , (6.12)
j(X1Σ + ΔX )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
І(1)
КЗ1 = Е* ⋅ Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
Величина Е*= UC =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13)
Uб,1
прийме вид
І(1)
КЗ1 = Іб . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [23]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n ⋅Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3. Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 ⋅Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ [1]:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
І(1)
КЗ = 3
⋅ Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний
індуктивний опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з
опору нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [1] і для
нашого випадку:
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х UКЗ
* Т = = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
І(1)
КЗ, С = 3
⋅ І .
Х*1 С + Х б
* 2 С + Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[1]:
S(1)
КЗ = k ⋅S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 ≤ k ≤1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП)
k ≈1,2 . Тоді
(1) (3)
І(1) SКЗ k ⋅SКЗ
КЗ С = = .
3 ⋅UС 3 ⋅UС
Отримаємо:
Х = 3 Іб ⋅ 3 ⋅U
⋅ С 3
* 0 С k S(3) - 2Х* С = ⋅X* C - 2X* C,
⋅ КЗ k
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
тобто
Х = Х 3
* 0 С * С - 2 .
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні
у точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
(Х + Х ) ⋅Х
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = * 0 С * 0 ПЛ * 0 Т .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Х*1∑ = Х* 2∑ = Х Sб Sб
* С + Х* ПЛ = + l ⋅ х
S ПЛ ПЛ, пит ⋅ =
КЗ U2
б
100 ⋅106
65 0,4 100 ⋅106 .
= + ⋅
1200 ⋅106 ( 3 )2 = 0,297
110 ⋅10
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
Х = Х 3 2 0,0625 3
* 0 С * С − = − 2 = 0,03125;
k 1,2
6
Х = 3 ⋅Х = 3 ⋅ l S
⋅ х ⋅ б 3 65 0,4 100 ⋅10
* 0 ПЛ * ПЛ ПЛ ПЛ, пит = ⋅ ⋅
U2 ( 3 )2 = 0,64
б 110 ⋅10
Х UКЗ, % 10,5
* 0 Т = Х* Т = = = 0,105
100 100
Отже
(Х* 0 С + Х* 0 ПЛ ) ⋅Х* 0 Т (0,03125+ 0,64) ⋅0,105
Х* 0∑ = = = 0,09 .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125+ 0,64 + 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1) 3 3
КЗ = ⋅ Іб = ⋅525 = 2635,98 А
Х*1∑ + Х*2∑ + Х*0∑ 0,297 + 0,2105+ 0,09
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ = 3106,5 А .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв [15].
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше
1000 м над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ
категорії розміщення I по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в
атмосфері типу II по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних
апаратів категорій II по ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і
ожеледі згідно з «Правилами улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням,
що наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний
прийом безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам [4] відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань
головних кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка
наступного обладнання. Додатково вибираються [4]:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
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 [8, 11].
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 [8, 11].
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [8], а графа 3 містить умови вибору
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури
оточуючого повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с,
сейсмічності – до 9 балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 29,4 А І ном = 2500 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,6 кА I mах дин = 102 кА іу ≤ Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t ≤ Iв і д к л
ВК = І2 ⋅ t = (2,6 ⋅103 2
П К ) ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
2 6 2 В 2
К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с
В таблиці 7.1:
ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання;
ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
tT – нормований час термічної стійкості апарата;
Imax дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної
стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [8].
Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном ≤ Uном к
Іроз = 29,4 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,6 кА I mах дин = 80 кА іy ≤ Imах дин
ВК = І2
П ⋅ tК = (2,6 ⋅103)2 ⋅0,035 = IT = 40 кА; tT = 3 с;
В 2
К ≤ ІТ ⋅ tT
= 0,254 ⋅106 В2 с I2 6 2
⋅ T ⋅ tT = 4800 ⋅10 В ⋅с
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [8].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі
живлення. Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач
навантаження вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним
приводом [8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І = ВН ГПП 5599 ⋅10
роз = = 308,2 А .
3 ⋅Uном 1,732 ⋅10 ⋅103
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз = 308,2 А І ном = 1000 А Іроз ≤ Іном
іy = 6,539 кА I mах дин = 52 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,569 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2
К П ⋅ tК = (2,721⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
В ≤ І2 ⋅ t
= 0,363 ⋅106 В2 ⋅с I2
T ⋅ tT =1200 ⋅106 В2 ⋅с К Т T
Для визначення розрахункового струму Іроз секційного вимикача
10 кВ використовуємо співвідношення
S
І ВН ГПП 5599 ⋅103
роз, с е к ц. = = =161,6 А .
2 ⋅ 3 ⋅Uн 2 ⋅1,732 ⋅10 ⋅103
На основі номінальних значень попередньо приймаємо до вибору
вакуумний секційний вимикач типу NEO ВВ/N10 з вбудованим
електромагнітним приводом [8].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном ≤ Uном к
І роз секц = 161,6 А І ном = 630 А Іроз секц ≤ Іном
іy = 6,539 кА I mах дин = 80 кА іу ≤ Imах дин
I n t = 2,569 кА І в і д к л = 20 кА I n t ≤ Iв і д к л
В = І2
К П ⋅ tК = (2,569 ⋅103)2 ⋅0,055 = IT = 20 кА; tT = 3 с;
В ≤ І2
К Т ⋅ tT
= 0,363 2 6 2
⋅106 В2 ⋅с IT ⋅ tT =1200 ⋅10 В ⋅с
7.4 Вибір трансформаторів струму
Вимірювальні трансформатори струму, для живлення приладів,
обираються [8]:
– за номінальною напругою
Uвст ≤ Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max ≤ І1ном ,
при цьому номінальний струм має бути максимально наближеним до
робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки
призводить до зростання похибок:
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталозі може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної
стійкості Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі [8].
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм [8]:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Попередньо обираємо трансформатор струму [8] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз = 308,2 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин ⋅ 2 ⋅ І ном к =
іy = 6,539 кА = 30 ⋅1,4 ⋅1000 кА =
= 42 ⋅103 кА
В = І2 ⋅ t = (2,569 ⋅103 2
К П К ) ⋅0,12 = IT = 31,5 кА; tT = 4 с;
0,79 106 В2 2 6 2
= ⋅ ⋅с IT ⋅ tT = 3969 ⋅10 В ⋅с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H = 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cosϕ = 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів [8]
ΣS
r прил.
прил.= 2 ,
I2Н
де Sприл = 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк − опір контактів rк = 0,1 Ом.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
r =14
прил. 2 =0,28
5 Ом.
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I2
2Н (rприл + rк )
r пров = 2 ;
I2Н
r 15 - 25 ⋅ (0,28 + 0,1)
пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp = lпров = 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
l
F p. ⋅ρ
пров.= ;
rпров.
F = 25 ⋅0,02
пров. = 2,27 мм2.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом
F = 2,5 мм2 [8].
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф + rприл. < rн = 0,6 Ом;
0,2 + 0,28 = 0,48 < 0,6 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається їх функціональним
призначенням. На підставі проведеного аналізу встановлюють необхідну
кількість однофазних або трифазних трансформаторів. Трансформатори
напруги обирають за номінальною напругою, класом точності, схемою
з’єднання, а також умовами експлуатації та вимогами до вимірювання і
релейного захисту [8]:
– по напругі встановлення
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
Uвст ≤ Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2Σ ≤ S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Для зручності результати розрахунку навантаження основної обмотки
трансформатора подають у табличній формі табл. 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [8]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
котушкою, tgφ P, Q, S,
Вт Вт вар ВА
Вольтметр Е–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H =120 В⋅А більше Sф (В⋅А), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [8]:
I ⋅ t
Fmin = ∞ пр ,
С
де tпр – приведений час;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
Кількість
Котушок,
шт.
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр = tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 + 0,055 = 0,135 с .
У такому разі
I ⋅ t
F = ∞ пр 2677,4 ⋅ 0,135
min = = 11,6 мм .
С 85
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 50 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ [8, 22].
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення
та конструктивного виконання [8].
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [8, 9, 22]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів її виконання
здійснюється на стадії проєктування з урахуванням технології виробництва,
умов навколишнього середовища, вимог електробезпеки та пожежної
безпеки відповідно до ПУЕ [15].
Визначальними факторами під час вибору схеми та конструкції цехової
мережі є розміщення технологічного обладнання на плані цеху, категорія
надійності електропостачання електроприймачів, номінальні напруги та
потужності споживачів, відстані від центру живлення, характер
навантаження і його розподіл по площі цеху [15].
З урахуванням усіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення,
приймаємо радіальну схему електропостачання, при цьому живлення
розподільчих пунктів здійснюється кабельними лініями.
Наявність на КТП та поблизу неї комутаційно-захисних апаратів
окремих приєднань забезпечує спрощення вирішення задач автоматизації
цехової електричної мережі.
Порушення електропостачання всіх споживачів можливе лише у разі
пошкодження збірних шин трансформаторної підстанції, що є
малоймовірним завдяки достатньо надійній конструкції шаф комплектної
трансформаторної підстанції (КТП).
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок включає світлотехнічну та
електротехнічну частини [21].
У світлотехнічній частині вирішуються такі завдання: вибір типів
джерел світла і світильників, визначення найбільш доцільних висот
установлення та схем розміщення світильників, а також встановлення
необхідних якісних характеристик освітлювальної установки [21].
Електротехнічна частина передбачає визначення розрахункового
навантаження освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки,
визначення раціонального перерізу та марки провідників, а також способу
прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективних типів світильників для конкретних приміщень з урахуванням
можливих обмежень та обґрунтування принципу їх розміщення.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проєктують двох видів: загальне та комбіноване,
коли до загального освітлення додається місцеве освітлення робочих місць.
Якість і економічність освітлювальних установок значною мірою
визначаються правильним вибором системи освітлення [21].
Систему загального освітлення застосовують для освітлення всього
приміщення, включаючи робочі поверхні. Загальне освітлення може
виконуватися з рівномірним або нерівномірним розміщенням світильників
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
під стелею освітлюваного приміщення. Рівномірне розміщення світильників
застосовують у виробничих приміщеннях, де технологічне обладнання
розташоване рівномірно по всій площі та забезпечуються однакові умови
зорової роботи. Якщо ж у приміщенні є робочі поверхні з різними вимогами
до освітленості, світильники розміщують локалізовано — відповідно до
розташування робочих місць або виробничого обладнання [21].
Локалізоване освітлення передбачають у приміщеннях зі стаціонарним
великогабаритним обладнанням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця зосереджені на окремих дільницях, а також
там, де виконуються роботи різної точності, що потребують різних рівнів
освітленості [21].
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого)
застосовують у приміщеннях, де виконуються точні зорові роботи та
необхідний підвищений рівень освітленості. При цьому освітленість,
створювана світильниками загального освітлення, повинна становити не
менше 10 % від нормованої освітленості для комбінованої системи.
Використання лише місцевого освітлення нормами не допускається [21].
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне та спеціальне (чергове, охоронне, вказівне). Робоче
освітлення передбачають у всіх приміщеннях, де необхідно забезпечити
нормовану освітленість робочих поверхонь.
Аварійне освітлення застосовують у випадках, коли раптове вимкнення
робочого освітлення може спричинити вибух, пожежу, масовий травматизм,
порушення технологічного процесу або зупинку важливих об’єктів (систем
водопостачання, вузлів зв’язку, пожежних постів, електрощитових тощо).
Аварійне освітлення для продовження роботи повинно забезпечувати на
робочих місцях освітленість не менше 5 % від нормованої для робочого
освітлення при системі загального освітлення, але не менше 2 лк [21].
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху проводимо методом світлового потоку [21]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якого A×B×H = 48×54×6 ,
освітлення виконано лампами типа ЛТБ 65 у світильниках ПВЛМ [10]. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
Ф к3 ⋅Еmin ⋅S ⋅ z= , (8.1)
N ⋅ η
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [21];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z = cp =1,1…1,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, т..;
η – коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по
довідковим таблицям [21] в залежності від типу прийнятого світильника,
коефіцієнтів відбиття від поверхонь приміщення і від індексу приміщення
“і”, останній визначається за виразом
i A ⋅B
= , (8.2)
(A + B) ⋅h
де А, В, h – відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника
не повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не
перевищувати більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному
разі змінюється кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо λе = Lв / h =1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв = λе ⋅h.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу [21]
n
Фсв ⋅µ ⋅∑ei
Е = i=1 ,
1000 ⋅к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
µ – коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
µ =1,11,2 ;
n
∑ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i=1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту
підвісу h [21].
h = H - hр - hс = 6 - 0,1 - 0,1 = 5,8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква
Г в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками [21]
La = λ ⋅h = 1⋅5,8 = 5,8 м .
Отримаємо кількість світильників в цеху
N = A ⋅B = 24 ⋅60
2 2 =100 шт.
Lв 3,8
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2) [21]:
і = 24 ⋅60
= 4,5 .
3,8 ⋅ (24 + 60)
Для приміщення з індексом і = 4,5
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1
КВ = 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
Ф = 1,6 ⋅200 ⋅1440 ⋅1,15
св = 7570,3 лм.
100 ⋅0,67
Обираємо світильник типу Rosa Iskra LED LB 80W Industrial LED
Floodlight (80 Вт), світловий потік 8000 лм [10].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого [21]:
F - F
Δ(%) = р ном ⋅100 %
Fр
Δ(%) 8000 − 7570,3
= ⋅100% = 0,53 % .
8000
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового
на 0,53 % , що допустимо [21].
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос Σ = P ⋅N
Рос Σ =100 ⋅0,08 = 8,0 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc = Pmax оc ⋅ tgϕ0
Qmax оc = 8,0 ⋅0,328 = 2,62квар.
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати загальним
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ, а також низці спеціальних вимог,
що зумовлено їх значною протяжністю, доступністю для обслуговування та
необхідністю забезпечення безперервності технологічного процесу, безпеки
персоналу і пожежної безпеки [15].
У конструктивному виконанні живильні лінії виконують
чотирипровідними в мережах із заземленою нейтраллю та трипровідними —
у мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
трифазними (3ф) або трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній
варіант застосовується найчастіше, оскільки дає змогу зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити більш рівномірне завантаження фаз і
знизити коефіцієнт пульсaції при живленні світильників від різних фаз [21].
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній у
системах напругою 380/230 В становить близько 80 м, а для систем 230/127 В
— приблизно 60 м; довжина двопровідних групових ліній становить
відповідно близько 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні та змішані схеми живлення
освітлювальних установок. Радіальні схеми застосовують при значних
навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А), оскільки вони
забезпечують підвищену надійність електропостачання. Магістральні схеми
дають змогу зменшити витрати провідникового матеріалу та апаратури на
розподільних пунктах, проте характеризуються меншою надійністю
живлення. Найбільшого поширення набули змішані схеми, які поєднують
переваги радіальних і магістральних схем та забезпечують необхідну
гнучкість системи електропостачання [21].
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) 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 [21].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення [21]
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається за
результатами світлотехнічного розрахунку після вибору кількості та
потужності світильників, тобто за встановленою потужністю освітлювальної
установки.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність
дорівнює:
Рроз ос = 0,95 ⋅1,12 ⋅100 ⋅0,08 = 8,5 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
– Для проведення порівняння слід визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм залежно від типу виконання мережі визначається за формулами [21]:
– для однофазних двопровідних мереж (1ф + N)
P 3
I роз ⋅10
pоз = ;
Uф ⋅cosϕ
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 3
I = роз ⋅10
pоз ;
2 ⋅Uф ⋅cosϕ
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
P ⋅103 P ⋅103
I = роз
pоз = роз ,
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cosϕ – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cosϕ =1; для мереж з люмінесцентними та LED лампами cosϕ = 0,95; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cosϕ = 0,9; без
конденсаторів – cosϕ = 0,57 [21].
P 3 3
I = роз ⋅10 P
= роз ⋅10
pоз .
3 ⋅Uл ⋅cosϕ 3 ⋅Uф ⋅cosϕ
I 0,085 ⋅103
pоз = = 36 А.
3 ⋅0,38 ⋅0,95
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу Rosa Iskra LED LB 80W Industrial LED Floodlight
(80 Вт) в повній мірі задовольняє вимогам ДБН В.2.5-28-2018, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху [21].
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз = 36 А
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 65 А [16].
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення допустимих рівнів напруги на
джерелах світла [21].
Зниження напруги відносно номінальної призводить до зменшення
світлового потоку світильників і, як наслідок, зниження рівнів освітленості
на робочих місцях.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених
лампах освітлення житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном [21].
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності [21].
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху [21]:
−M1 = P1 ⋅L1 ,
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
де P 1
1 = ⋅P
4 роз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
L1 = 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
−M1 = ⋅8,5 ⋅18 = 38,3 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників [21]:
−M2 = P2 ⋅L
L
0 + P ⋅ (L0 + ) ,
2
P
де P = роз ос
2 ,
40
P 8,5
2 = = 0,21 кВт.
40
L0 = 20 м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 10 м – довжина магістралі,
Таким чином
−М2 = 8,5 ⋅20 + 0,21(20 +10) =176,3 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі складають:
Для першої ділянки:
U 176,3
∆ 1 = =1,5 % .
20 ⋅6
Для другої ділянки:
U 176,3
∆ 2 = = 2,9 % .
10 ⋅6
Таким чином, вимоги до напруги на найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства передбачають, що
вона повинна бути не нижче 95 % номінальної напруги.
Це забезпечує необхідний рівень освітленості на робочих місцях і
запобігає зниженню світлового потоку світильників.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
8.3.1. Розрахунок та вибір перерізів кабелів
Метою цього розділу є розрахунок та підбір перерізів кабелів, проводів
і шинопроводів для всіх рівнів цехової електричної мережі до 1 кВ. Для
проведення розрахунків використовують схему цехової електричної мережі
та її номінальну напругу Uном , результати розрахунку навантаження цеху.
При виборі перерізу провідників для мереж до 1 кВ вирішальними є
технічні характеристики та умови експлуатації: нагрівання, механічна
міцність, втрати напруги та термічна стійкість при коротких замиканнях [1].
Деякі мережі та їхні елементи не підлягають перевірці на економічну
густину струму відповідно до ПУЕ [15]; такі випадки слід окремо
проаналізувати та обов’язково навести у вигляді переліку або таблиці.
Вибір перерізу провідників здійснюють за відповідними таблицями [1],
при цьому має виконуватися умова:
Ipоз ≤ Iдоп ,
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и шині
для даного перерізу згідно ПУЕ [15].
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також
враховувати за допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів , сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = ∑ Ipозі ⋅КПі , (8.4)
де КПі – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [15] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S ≥35 мм2 і стальних
S ≥25 мм2 .
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 [8, 12].
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 різкіх
піках навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження
рівномірний, більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції [8, 12].
Переріз провідника в основному залежить від величини
розрахункового струму ( 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
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок [8, 12].
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній
тривало допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично
допустимої температури за умовами термічної стійкості [8, 12].
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (2.1)
P
I роз
pоз = ,
3 ⋅Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [8, 12] є виконання співвідношення
І роз ≤ Ку. п ⋅ Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ [15].
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид [15]
І ном доп. Л ≥ Іmах = 1,25 ⋅ Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
I Pном
pоз (однофаз) = , (8.7)
Uном ⋅cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [16] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.2. та 8.3
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cosϕ І роз , Imax , Ітр. доп
електроприймачів Марка
кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
Парогенеруюча установка 68 0,93 111,2 139 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
Насос холодної води 27 0,88 46,7 58,3 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Установка статичного
заряду 2,2 0,85 3,9 4,9 19 АВВГ(4×2,5)
Стригальна машина 3,2 0,8 6,1 7,6 19 АВВГ(4×2,5)
Пилосос стаціонарний 7,5 0,8 14,3 17,8 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат нарізання
візерунку 11 0,84 19,9 24,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Верстат механічних лез 2,1 0,88 3,6 4,5 19 АВВГ(4×2,5)
Машина швейна 1,1 0,72 2,3 2,8 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор 37 0,8 70,4 87,9 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Щиток освітлення 8,5 0,95 36 45 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 135 - 205,1 256 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [15], за
умовами І роз, РП ≤ І ном доп .
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 204,6 255,7 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 48,2 60,2 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Розподільчий пункт РП-3 83 103,7 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-4 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-5 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-6 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-7 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-8 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-9 23 28,7 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Розподільчий пункт РП-10 422,4 528 540 2АВВГ(3×120)+(1×70)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ [15].
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3 [15].
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не
перебільшує І роз, РП .
8.3.2 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 [15].
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою [8, 12]:
∆U = 3 ⋅ Iроз Л ⋅LКЛ ⋅ (rо ⋅cosϕ + xо ⋅sinϕ) .
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймача цеха (парогенеруюча установка), для якого Іроз = 111,2А,
переріз кабелю лінії Л2 F = 50 мм2 , питомий активний та індуктивний опір,
розрахований згідно [12] відповідно r0 = 0,28Ом/км, х0 = 0,26 Ом/км,
LКЛ 1 = 20 м.
ΔUЛ1(В) = 3 ⋅111,2 ⋅0,02 ⋅ (0,28 ⋅0,95+ 0,26 ⋅0,31) = 1,32 В .
Тобто
ΔUЛ2(%) = 1,32
⋅100% = 0,003% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [12]:
ΔU SМ
Т = ⋅ (UА ⋅cosφ + U ⋅sinφ) ,
S Р
номТ
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - S 1
М = SТП ,
2
SномТ – номінальна потужність трансформатора,
UА = ΔРКЗ ⋅100% – активна складова напруги КЗ,
SномТ
U = U2 2
Р КЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, ∆РКЗ = 5400 Вт,
UКЗ = 4,5 %, SН. Т = 630 кВ∙А, SМ = 1 SТП = 346,05 кВ∙А,
2
cosϕ = 0,9; sinϕ = 0,433 [8].
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
U = 5400
А ⋅100% = 0,85%; UР = (4,5)2 − (0,85)2 = 4,42% .
630000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
ΔU = 692,1
Т (0,85 ⋅0,9 + 4,42 ⋅0,433) = 2,94% .
630
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 2,94% – 0,65% = 101,4 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.3 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип та основні характеристики
низьковольтних комплектних установок (НКУ), включаючи розподільчі
пункти, шафи та інші елементи.
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) — це сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму та до 1,5 кВ постійного струму,
пристроїв керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з
усіма внутрішніми електричними та механічними з’єднаннями, змонтованих
на єдиній конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних
приєднань тощо.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб із
урахуванням усіх факторів зробити обґрунтований вибір.
Вибір проводів, шин, апаратів та приладів НКУ слід здійснювати з
урахуванням як нормального режиму роботи (відповідність робочій напрузі
та струму основних і допоміжних кіл, частоті мережі, класу точності, умов
експлуатації тощо), так і режиму короткого замикання з урахуванням
термічних і електродинамічних впливів та комутаційної спроможності.
У якості орієнтира при виборі струму розподільчого пункту (РП)
використовують розраховане значення струму за відповідною формулою.
Після розрахунку струмів короткого замикання та підбору автоматичних
вимикачів РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів
та струмами теплових розчіплювачів, які захищають приєднані
електроприймачі.
Далі, за довідковими даними [8], обирають конкретний тип НКУ та
вказують його технічні характеристики, включаючи номінальну напругу,
номінальний струм, апарати захисту, конструктивне виконання та
особливості застосування.
Для цеху обираємо розподільчі пункти серії ПР11 (рисунок 8.7), які
призначені для прийому та розподілу електроенергії, захисту обладнання
напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від перевантажень та
струмів короткого замикання, а також для нечастих оперативних включень і
виключень електричних ланцюгів (до шести разів на годину).
ПР11 також застосовуються для пусків асинхронних електродвигунів і
забезпечують захист людей від ураження електричним струмом завдяки
наявності пристроїв захисту. Пункт ПР11 виконаний на безкаркасній
конструкції, із дверима на петлях, що закриваються замком [8].
Всередині шафи ПР11 встановлюється рама-шасі з набором
автоматичних вимикачів. На шасі розташована нульова шина з затискачами
для підключення нульових жил ліній, а за необхідності можлива установка
ізольованої нейтралі. Струмопровідні елементи закриваються металевим
екраном, який кріпиться чотирма затискачами.
Для п’ятипровідних схем у шасі розподільчої шафи ПР11 передбачені
дві шини — РЕ і N. Контроль за ввідними та фідерними автоматами
можливий тільки при відкритих дверях шафи [8].
Конструкція ПР11 забезпечує підключення живильних ліній зверху і
знизу. Для вимірювання напруги на вході може бути встановлена шафа з
вольтметром; при замовленні уточнюють діапазон вимірювань, частоту
струму та спосіб підключення.
ПР11 постачаються укомплектованими та готовими до експлуатації.
Шафи навісного типу монтуються за допомогою анкерів [8].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Рисунок 8.7 – Пункт розподільчий ПР11
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою [6]. Методика призначена для розрахунку струмів
КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для
вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ [15].
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають [6]:
1) начальне значення періодичної 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 кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою [6]. Стандартом встановлено методику
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при симетричних і
несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до [6]. Методика
призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки
електрообладнання по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок
релейного захисту і заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що
підлягають визначенню і допустимі погрішності їх розрахунку залежать від
вказаних вище цілей.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається [6]:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних
машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % 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 якої знаходиться точка КЗ [6].
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно 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
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ [1].
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не
зважати на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань) [1].
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання [1].
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 [1].
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у
вигляді електричного контуру. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності
[1].
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню [1].
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ [1].
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела [6].
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ 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 1 кВ промислових підприємств увімкнені до
джерела необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U
Uном =380 кВ
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
U =1,05 ⋅Uном =400 В [6]. Шуканий струм короткого замикання визначається
співвідношенням
I 1,05 ⋅U
= ном
КЗ ,
3 ⋅ZΣ
де ZΣ – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
ZΣ = r2
Σ + X2
Σ ,
де rΣ , XΣ – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i = Ку ⋅ 2 ⋅ ІКЗ ,
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання
приведена на рисунку 8.8.
Рисунок 8.8 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ в
цехової мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [6]:
U2
X = ср НН
C ,
3 ⋅ Iном відк ⋅Uср. ВН
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
X (400)2
C = 3 3 = 0,5мОм.
3 ⋅20 ⋅10 ⋅10 ⋅10
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів [6].
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
P ⋅U2
r = к. ном НН. ном 6
Т S2 ⋅10
Т.ном
2
x U2 100 ⋅Pк.ном U2
= − ⋅ НН.ном
T к ⋅104
SТ.ном SТ.ном
де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН .ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора [8]:
ST .ном = 630 кВ∙А;
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
r 7,6 ⋅ (0,4)2
T = 2 ⋅106 = 3,1 мОм.
(630⋅)
2 2
xT = (5,5)2 100 ⋅7,6 (0,4)
− ⋅ ⋅104 =13,6 мОм.
630 630
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі ∆ / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Згідно [6] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
- rК = rКQ = 1,0 мОм;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках
напругою до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів
котушок розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при
цьому приймати значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення
опору котушок розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в
залежності від номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6
[6]:
- rQF1 = 0,25 мОм;
- rQF 2 = 0,65 мОм;
- rQF 3 = 2,15 мОм;
- ХQF1 = 0,1 мОм;
- ХQF 2 = 0,17 мОм;
- ХQF 3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ
слід враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової
послідовності приймають рівними значенням опорів прямої послідовності.
Активним та індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на
струми більш ніж 500 А) можна знехтувати [1].
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [1]:
- rTA = 1,7 мОм;
- ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно додатку 2 [1].
rL1 = r0 ⋅L1 ,
X L1 = x0 ⋅ L1 ,
rL2 = r0 ⋅L2 ,
XL2 = x0 ⋅L2 .
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
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.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
rΣ(К 3) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF 3 + rКL2 + rL2 .
rΣ(К3) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15 +0,1
+ 4,62 = 21,89 мОм.
XΣ(К 3) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1+ ХQF 3 + X L2 .
XΣ(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:
ZΣ(К3) = (21,89)2 + (19,4)2 = 29,25 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 = IКЗ(К3) ) у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К3) = = 7876 А.
3 ⋅29,25 ⋅10−3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:
rΣ(К 2) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1.
rΣ(К2) = 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.
XΣ(К 2) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1 .
XΣ(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Z = (15,02)2 + (18)2
Σ(К2) = 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К2) = = 9845 А
3 ⋅23,4 ⋅10−3
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
rΣ(К1) = rT + rК + rQF1 + rК + rTA .
rΣ(К1) =3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.
XΣ(К1) = XC + ХT + ХQF1 + ХTA .
XΣ(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.
Z 2
Σ(К1) = (7,05) + (16,9)2 =17,94 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
I 1,05 ⋅380
КЗ(К1) = =12841 А.
3 ⋅17,94 ⋅10−3
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової
струму в начальний момент КЗ
ia0 = 2 ⋅ IКЗ (4.11)
ia0(К1) = 2 ⋅12841=18106 А;
ia0(К2) = 2 ⋅9845 =13881 А;
ia0(К3) = 2 ⋅7876 =11105 А.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу ia t розраховують за формулою
i = i ⋅e− t /Ta
a t a0 , (4.12)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка
дорівнює
T x
a =
Σ , (4.13)
ωc ⋅ rΣ
де xΣ и rΣ – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
ωc – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд = 2 ⋅ Iп0 ⋅Kуд , (4.14)
де Kуд = (1+ sinϕ ⋅e− tуд /Ta
к ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка 1 [1], які визначають значення Kуд в залежності від
X
відношення Σ,i ;
rΣ,i
ϕк – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням :
x
ϕ 1Σ
к = arctg ; (4.15)
r1Σ
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
t уд = 0,01π / 2 + ϕк . (4.16)
π
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X
рисунку 1 [1]. Попередньо розрахуємо параметр Σ,i для кожної точці
rΣ,i
короткого замикання.
XΣ(K1) 16,9
= = 2,4;
rΣ(K1) 7,05
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
XΣ(K2) 18
= =1,2 ;
rΣ(K2) 15,02
XΣ(K3) 19,4
= = 0,89 .
rΣ(K3) 21,9
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) =1,22 ;
Kуд(К2) =1,1;
Kуд(К3) =1,05 .
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) = 2 ⋅12841⋅1,22 = 22155 А,
iуд(К2) = 2 ⋅9845 ⋅1,1=15162 А,
iуд(К3) = 2 ⋅7876 ⋅1,05 =11578 А.
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз наведених особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього струму в першу чергу
залежить від опору (потужності) трансформатора. Оскільки в якості цехової
трансформаторної підстанції (ТП) обрана комплектна трансформаторна
підстанція КТП, все обладнання якої — шафи високої та низької напруги з
автоматами, шинами та іншими елементами — розраховане на тривалий
нормальний режим роботи і відповідає вимогам стійкості до струмів
короткого замикання в мережі низької напруги трансформатора відповідної
потужності.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
Таким чином, обране комплектне обладнання автоматично забезпечує
стійкість до дії струмів короткого замикання, у тому числі однофазних. Це
означає, що в даному випадку відпадає необхідність виконувати окремий
розрахунок однофазного короткого замикання для перевірки стійкості
обладнання [14].
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [15].
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.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту
регламентуються гл.3.1 ПУЕ [15].
Не допускається встановлення апаратів захисту на ділянках
підключення кіл керування, сигналізації та вимірювання, вимкнення яких
може призвести до небезпечних наслідків.
В якості апаратів захисту застосовують автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільш поширені автоматичні
вимикачі, які мають явні переваги над запобіжниками. При виборі
автоматичних вимикачів доцільно орієнтуватися на апарати типу ВА, що
відповідають стандарту [4], виконані за нормами DIN та мають одно-, дво-,
три- або чотириполюсне виконання.
Підбір автоматичних вимикачів здійснюють з урахуванням
електричних характеристик установки, умов експлуатації та експлуатаційних
вимог, таких як селективність відключення, можливість дистанційного
керування та наявність індикації. В першу чергу слід керуватися технічною
документацією на конкретні апарати. При встановленні уставок струму
автоматичних вимикачів необхідно враховувати відмінності характеристик та
похибки роботи розчіплювачів [4].
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження [15]:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги
мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Iном.розч ≥ Iроз ;
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Iном.розч ≥ (1,1−1,3) ⋅ Iроз ,
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е ≥ (1,25−1,35) ⋅ iп ,
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [4].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [4]
ІН В. А. ≥ Іроз ;
ІН Т. Р. ≥ 1,1⋅ Іроз ;
ІН Е.Р. ≥ 1,25 ⋅ ІП ,
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
Іроз – номінальний струм розчіплювача вимикача (незалежно від його
виду);
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчіплювала;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчіплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП = (5− 7) ⋅ Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії
ВА: автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту
розподільчих пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і
електромагнітну, та виконані згідно [4] зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [4], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С,
В чи D) виконується співвідношення:
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
Керуючись вказаними вище критеріями та згідно каталожним даних [8]
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
І , 1,1⋅ I
Найменування обладнання роз роз Тип Ін, Ін.т.р, Ін.е.р,
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Парогенеруюча установка 111,2 122,3 ВА88-32 125 125 1250
Насос холодної води 46,7 51,3 ВА47-29 63 63 500
Установка статичного заряду 3,9 4,3 ВА47-29 63 6 500
Стригальна машина 6,1 6,7 ВА47-29 63 8 500
Пилосос стаціонарний 14,3 15,7 ВА47-29 63 16 500
Верстат нарізання візерунку 19,9 21,9 ВА47-29 63 25 500
Верстат механічних лез 3,6 4 ВА47-29 63 6 500
Машина швейна 2,3 2,6 ВА47-29 63 3 500
Вентилятор 70,4 77,4 ВА47-100 100 80 1000
Освітлення ЩО 36 45 ВА47-29 63 25 500
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 204,6 225,1 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 48,2 53 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-3 83 91,3 ВА47-100 100 100 1000
Розподільчий пункт РП-4 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-5 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-6 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-7 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-8 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-9 23 25,3 ВА47-29 63 32 500
Розподільчий пункт РП-1 204,6 225,1 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 205,1 225,6 ВА88-35 250 250 2500
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема
головних з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати
вид, що приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови [8]:
Ксх ⋅ Ідоп ≥ Кзах ⋅ Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію (дистилятор), для якої Іроз = 55А,
Ідоп =63 А, Ізах = 63 А.
1⋅63 А ≥ 1⋅55 А .
8.6 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств, як правило,
базується на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій (КТП), комплектних
розподільчих установок різних напруг та призначення, комплектних
струмопроводів, щитків та іншого [2, 8].
Застосування комплектного обладнання підвищує якість систем
електропостачання, надійність їх роботи, зручність і безпеку обслуговування,
а також забезпечує швидке розширення та гнучкість електрогосподарства [2,
8]. Електромонтаж зводиться переважно до встановлення комплектних
електроустановок і приєднання їх до мереж, що значно спрощує будівельну
частину електроустановок. При цьому відпадає потреба у складних
перегородках для камер апаратури, трансформаторів та іншого обладнання, а
приміщення для них можуть бути простими за будівельними параметрами.
Повністю закриті комплектні установки можна розташовувати безпосередньо
у виробничих приміщеннях без додаткових будівельних оболонок [15].
План і розріз конкретної підстанції наведено у графічній частині
кваліфікаційної роботи. Обрана для цехової мережі КТП складається зі
силових трансформаторів, ввідних шаф зі сторони високої напруги та
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
розподільчих установок низької напруги. Для нашого випадку, з урахуванням
розмірів приміщення, підстанція виконана в однорядному варіанті [15].
Використання комплектних трансформаторних підстанцій різних
модифікацій у цехових мережах забезпечує високу надійність роботи,
зручність обслуговування, безпеку персоналу та можливість оперативного
розширення і модернізації електрогосподарства [15].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 [15].
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.9 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування [8].
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ Хмельницького
трансформаторного заводу.
Рисунок 8.9 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформатора 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що
виконана на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Склад підстанції КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4.Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання: шафа вимикача робочого вводу; шафа секційного
вимикача; шафа ліній, що відходять; шафа автоматизованої конденсаторної
установки;шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
однорядна.
Для прикладу на рисунку 8.10 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.11 – загальний вид шафи управління.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії
ТМ 11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному
гофробаку і не потребує обслуговування на протязі всього терміну
експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на рисунку
8.12.
Рисунок 8.10 – Загальний вид шафи Рисунок 8.11 – Загальний вид шафи
секційного вимикача: управління:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік 1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин;
збірних шин; 3 – клапан розвантаження; 4 – 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного 5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок
вимикача; 6 – відсік релейного блоку; 7 – управління
відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Рисунок 8.12 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на листу 6 графічної частини кваліфікаційної
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Розробка схеми мікропроцесорного
керування швейною машиною
9.1 Загальні поняття про швейне виробництво
Швейний потік – це складна виробнича система, яка об’єднує
виконавців трудового процесу, робочі місця, розташовані відповідно до
технології, оснащені спеціальним устаткуванням, а також предмети праці
(деталі, вузли, напівфабрикати), що переміщуються між робочими місцями
для виготовлення готового виробу з деталей крою.
До основних ознак будь-якого швейного потоку належать:
• спеціалізація на виробництві одного або декількох однорідних виробів
протягом певного проміжку часу;
• закріплення визначеної чисельності робітників, розподіл виробничого
процесу на операції, які виконуються одночасно та пов’язані
технологічною послідовністю;
• синхронізація всіх операцій із тактом потоку;
• розташування робочих місць із мінімізацією шляхів переміщення
напівфабрикатів.
Потоки швейного виробництва характеризуються потужністю, рівнем
спеціалізації, організаційною формою, структурою та способом запуску.
Потужність визначається кількістю виробів у зміну та чисельністю
робітників. За цим показником виділяють потоки малої, середньої та великої
потужності.
Структура швейного потоку визначається кількістю секцій,
спеціалізованих ділянок і груп робочих місць, а також їх взаємозв’язками.
Потоки бувають:
Секційні – переважно середньої та великої потужності, мають
спеціалізовані секції або ділянки (заготівельна, монтажна, обробна);
Несекційні – характерні для малопотужних потоків, де виділити окремі
ділянки складно, і виробничий процес йде як єдиний безперервний потік.
У секційних потоках:
Заготівельна секція включає операції обробки окремих деталей і вузлів;
Монтажна секція здійснює збірку виробу. Вона може бути послідовною
(усі моделі на одній лінії) або паралельною (різні моделі на окремих лініях);
Обробна секція організована послідовно для остаточної обробки
виробу.
Переваги секційних потоків полягають у підвищенні якості продукції
та продуктивності праці на 1,5–2% завдяки спеціалізації, можливості
механізації виробництва та використанню напівавтоматичного і
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
автоматичного устаткування, гнучкості в організації потоків і наявності
міжсекційних резервів.
Рівень технічної оснащеності
Рівень оснащеності характеризує ступінь використання універсального,
спеціального, напівавтоматичного та автоматичного устаткування,
робототехніки і мікропроцесорних систем. Виходячи з цього, потоки
поділяють на:
- механізовані – переважають ручні та машинні операції на
універсальних машинах;
- комплексно-механізовані (КМП-1 і КМП-2) – із застосуванням
спеціалізованих машин і напівавтоматів;
- напівавтоматичні та автоматичні лінії.
Рівень спеціалізації
Рівень спеціалізації визначається кількістю моделей, що одночасно
виготовляються.
Вузькоспеціалізовані (одномодельні) – виробництво одного виду
виробу, підвищує кваліфікацію робітників, але при зміні моделі можливі
втрати продуктивності;
Багатомодельні – одночасно виготовляються декілька моделей одного
виду виробу;
Багатоасортиментні – на тому ж устаткуванні виробляються різні види
одягу.
Ритм роботи та запуск потоків
За ритмом роботи виділяють потоки:
- Регламентованого ритму – предмети праці подаються строго
поштучно за тактом потоку, робочі місця розташовані лінійно;
- Вільного ритму – відсутня жорстка синхронізація, предмети праці
подаються пачками, що забезпечує гнучкість при зміні моделей;
- Комбінованого ритму – поєднує елементи обох підходів.
- Запуск деталей крою може бути централізованим,
децентралізованим, поштучним або пачковим, залежно від
організації потоку та ритму роботи.
- Транспортні засоби потоку
Транспортні засоби поділяють:
- за ступенем механізації – конвеєрні (з автоматичною адресацією
або без неї) та неконвеєрні;
- за характером руху – з безперервним, пульсуючим або довільним
переміщенням предметів праці.
Удосконалення швейних машин
Підвищення продуктивності та якості швейного виробництва
досягається за рахунок:
- автоматизації та механізації верстатів;
- оптимізації технологічного процесу для зменшення руйнівного
впливу на основу тканини;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
- зменшення коливань і стираючої дії голки за допомогою
жорстких ланок, демпферів та сучасних мікропроцесорних систем
управління;
- підвищення швидкісного режиму шляхом оптимізації траєкторії
руху робочих органів без перевантаження механізму.
Завдяки таким удосконаленням знижується брак, підвищується
стабільність і продуктивність швейного виробництва.
9.2 Розробка схеми мікропроцесорного керування швейною
машиною
Схема керування швейною машиною призначеної для шаблонного
пошиття виробів з хутра використовується для обробки за заданою
програмою даних, отриманих з ПК та керування точністю пошиття цих
виробів з максимальною швидкістю.
Функціональна блок-схема керування швейною машиною для
шаблонного пошиття виробів з хутра. Блок-схема керування швейною
машиною наведена на рисунку 9.1.
Рисунок 2.1 – Функціональна блок-схема керування швейною машиною
Швейна машина складається з таких блоків та функціональних
механізмів.
Керуючий ПК – призначений для загального керування швейною
машиною – введення даних про загальну траєкторію руху швейної голки та
прийом даних про виконання завдання, а також для діагностування і обробки
помилок технологічного процесу пошиття. Дані з керуючого ПК поступають
безпосередньо на блок мікропроцесорного керування, який керує
траєкторією та швидкістю руху колекторних двигунів, які входять до складу
механізму пошиття швейної машини.
Швейна машина, основними елементами якої є два колекторні двигуни,
що забезпечують надійний рух швейної голки за координатами Х-Х, Y-Y,
керується блоком мікропроцесорного керування та здійснює точний рух
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
швейної голки по тканинній основи. Для уникнення провисань тканини під
дією швейної голки, що може призвести до виникнення браку пошиття
введено також механізм електромеханічного натягування тканини основи.
Блок контролю та блокування окремих схем та механізмів швейної
машини призначений для контролю основних параметрів цих схем та
механізмів за сигналами які поступають на блок з механізму пошиття, блоку
кріплення швейної голки та схеми натягнення тканини основи, а також
блокування руху крокових колекторних двигунів у випадку аварії або
досягнення крайніх положень робочого поля.
Всі блоки та схеми швейної машини живляться універсальним блоком
живлення.
Опис електричної принципової схеми керування швейною машиною
для шаблонного пошиття виробів з хутра. Принципова електрична схема
керування швейною машиною зображена на рисунку 9.2.
C1
â³ä êåðóþ ÷î ãî Ï Ê R9 R10-R20 DD1
R30-R33 â³ä äàò÷èê³â ñòàí ó L1
INP PRM 31 57 RES HD1 40 1 HD1
DATA1 2 8 DIN0 HD2 41 VD1
2 HD2 L2
DATA2 3 7 DIN1 HD3 36 3 HD3
DATA3 4 6 DIN2 HD4 39 RS1
4 HD4 DD3 R60
p
5 5 DIN3 37 SA1 CPU
DATA4 HD5 5 HD5 59 WDo
DATA5 4
6 DIN4 38 SA2
HD6 6 HD6 61 INT2 R46 R56 R63
3 C4 VT3
DATA6 7 DIN5 C6
R34 XS3
2 P30 21 VD2
DATA7 8 DIN6 VT2
1 äî êðî êî âî ãî
DATA8 9 DIN7 R43 äâèãóí à Õ-Õ
ALE 54 50 ALE
DD4
R48-R51 1 CMIN
55
STROBE 1 STB P20 13 8 A DRV outA 9
C2 C7 2 CR 01
P22 15 4 B outAN 5 3 CR 03 M1
R21-R25 R35-R42 DD2 R44 P21 14 6 B outB 7
BUSY 11 59 BUSY A0 19 10 MEM DE 22 55 RD 4 CR 02
A0
P23 16 2 A outBN 3
20 39
ASK 10 58 OUT0 A1 21 9 A1 CE WR 5 CR 04
R45 GNDh 10
ERROR 32 63 OUT1 A2 23 8 A2 XS6
C8
SLCT 13 62 OUT2 A3 24 7 A3
OUT 12 60 OUT3 A4 26 6 A4
A5 27 5 A5 GND 14 R61
XS1 C9
A6 28 4 A6
äî ï àí åë³
HL1-HL8 óï ðàâë³í í ÿ R47 R64
A7 29 3 A7 R57
R1-R8 51 VT4
POWER 15 52 OUT4 D0 17 25 A8 D0 11 D7
P31 22 VT2 VD3
ONLINE 14 51 OUT5 D1 15 24 A9 D1 12 52 D6
äî êðî êî âî ãî
53
COURER 13 47 IO8 D2 13 21 A10 D2 13 D5 äâèãóí à Y-Y
45 D3 12 23 A11 D3 15 54
OPER1 12 IO7 D4 DD5
R52-R55 1 CMIN
42 55
IO6 D4 14 2 16 D3 P24 17 8 A DRV
OPER2 11 A12 outA 9
D4 2 CR 01
44 18 26 17 56
POSITX 10 IO5 D5 A13 D5 D2 P26 19 4 B outAN 5 3 CR 03 M2
45 16 27 18 57 D1 P25 18 6 B outB 7
POSITY 9 IO4 D6 A14 D6 4 CR 02
KNIFE 8 46 58 20
IO3 D7 20 1 A15 D7 19 D0 P27 2 A outBN 3 5 CR 04 +25B
GNDh 10
C10 XS6 DA1
C13
C5 +
Xin 30 5 Uin Uout 1
0V
49 A8 3
ZQ1 FU1
48 A9 Xout 31 VD4
47 A10 C11
46 A11 Ò1
45 A12 VD5
44 A13 VDc 32
C12
VCC 1 43 A14 V0c 64 DA2
+5B
42 3 1
A15 P35 24 Uout Uin
C14 + 0V
2
C3 Vcc 37
SW1-SW4
R26-R29 R62
25 R65 äî áëî êóâàëüí î ãî
TEST 2 P34 ï ðèñòðî þ
26 R58 SA3
START 3 P35 P06 3 1 RELS(+)
27
ONLINE 4 P36 2 RELS(-)
28
POWER 5 P37 P07 4 R59
3 BAIL(+)
GND 7 4 BAIL(-)
XS2 XS6 SA4
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема керування швейною
машиною
Основним елементом схеми керування є мікропроцесор DD3 до
основних функцій якого відносяться прийом даних з зовнішнього ПК із
залученням мікросхеми інтерфейсу DD1 порту (вив.1-8), передача даних на
виконуючий пристрій (розкроювальний ніж) виконавчого пристрою М1-М2
(вив.13-22) із залученням драйверів DD4-DD5 крокових двигунів, передача та
прийом даних з зовнішньої панелі управління (вив.1, 2, 21-27) та прийом
даних з зовнішніх датчиків (вив.36-41 DD1) та блокіраторів (вив.3-4 DD3).
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
220 Â
Кварцовий резонатор ZQ1 та конденсатори С10, С11 задають робочу
частоту мікропроцесору, а елементи R62 і С12 встановлюють частоту
інтегрування на рівень 100 МГц.
Для виводу інформації про стан роботи кравецького верстату служить
драйвер DD1, вихідні виводи якого представляє собою послідовно з‘єднані
підсилювачі струму, для захисту інформуючих світлодіодів HL1-HL8 від
перевантаження – зі струмообмежуючими резисторами R1-R8, для прийому
даних з клавіатури пристрою управління служать сенсорні мікровимикачі
SW1-SW4, сигнал рівня +5 В з яких поступає на порт согласування ALE
мікропроцесору DD3 (вив.50).
Для управління кроковими двигунами механізму переміщення
кравецького механізму використовують мікросхеми драйверів керування
SM435A, які разом зі схемою потужного транзисторного ключа. Кожен ключ
здатний управляти навантаженням із струмом споживання до 500 мА.
Мікросхема має резистори в ланцюзі бази, що дозволяє безпосередньо
підключити її входи до мікропроцесору DD3. Всі емітери сполучені разом і
виведені на окремий вивід. На виходах транзисторних ключів є захисні діоди,
що дозволяє управляти за допомогою цієї схеми індуктивними
навантаженнями при мінімумі зовнішніх компонентів.
В схемі передбачено також інтегральну мікросхему пам‘яті DD2
об‘ємом 512 кБайт, основне призначення якої – накопичення даних, що
поступають з ПК про траєкторію та швидкість руху кравецького механізму, а
також накопичення інформації про стан виконання технологічної задачі,
помилки та аварії в процесі роботи верстату та передача останнього у вигляді
протоколу SPRIE-2b8 на ПК. З цією метою мікросхема пам‘яті з‘єднана з
відповідними портами D0-D7 та А0-А15 інтерфейсу обміну даними DD1 та
мікропроцесора DD3.
Джерело живлення схеми керування виробляє 2 рівня напруги +5В та
+25В. Джерело +5В використовується для живлення електронних
компонентів, а джерело +25В - для управління кроковими двигунами
кравецьких механізмів. Як крокові двигуни використовуються крокові
двигуни ШДПТ-153(т) (Uжив=25В, Rобм=12 Ом). В кравецькому верстаті
передбачені наступні датчики контролю: індуктивні датчики натягнення
тканини основи кравецького верстату L1, L2, резистивний датчик натиску
ножів RS1, оптоелектронних датчик положення та стану ріжучою кромки
ножа RS1 та дві блокіровки – кінцеві датчики крокових двигунів та
блокування від відкривання корпусу установки в процесі роботи пристрою.
9.3 Розрахунок блоку живлення пристрою керування
Вхідні дані для максимального струму споживання схеми дорівнює
I = 0,2 А. Схема має живлення +25 В; вольт-часова характеристика блоку
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
живлення представлена на рисунку 9.3. Цим умовам задовольняє стабілізатор
напруги MS1963BL. Технічні характеристики блоку живлення наступні:
- напруга на виході з понижуючого трансформатору Uвх = 30 В;
- стабілізуєма напруга Uвих = 25 ± 0,25 В;
- спад напруги в блоці живлення Uспад = 1,75 В
Рисунок 9.3 - Вольт-часова характеристика блоку живлення
1. Знаходимо характерні часові точки роботи блоку живлення. Так, на
інтервалі t2–t3 напруга на конденсаторі змінюється за законом:
Uc ( t ) = Uвх ⋅sin ωt .
Оскільки напруга в точці t2 відрізняється від Uвх на Uспад = 1,75 В, тоді
за останньою формулою можна знайти t2 і t3:
Uвх − U
arcsin спад
U
t = вх
2 ;
2π ⋅ f
arcsin 30 −1,75
t = 30
2 = 2,2 мс;
2 ⋅3,14 ⋅50
arcsin U
t3
U
t = вх
3 ;
2π ⋅ f
arcsin 30
t 30
3 = = 5 мс.
2 ⋅3,14 ⋅50
2. Знаходимо час розряду конденсатора (t1–t2):
t T T
1,2 = + − ( t3 − t2 ) , 4 4
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
де Т = 1/f = 1/50 = 0,02 с – період одного імпульсу.
t 0,02 0,02
1,2 = + − (0,005− 0,0022) = 7,2 мс.
4 4
3. Проводимо розрахунок ємності Сф1 [24]. На інтервалі t1–t2 напруга
на конденсаторі змінюється за законом:
U ( t ) Uвх − I ⋅ t
c = ,
Cф1
або
Uвх Uвх − I ⋅ t
− 1,2 =1,
Cф1 Cф1
звідки
Cф1= I ⋅ t1,2 ;
Cф1= 0,2 ⋅7,2 ⋅10−3 =1,44 ⋅10−3 Ф.
Остаточно приймаємо конденсатор Сф1 номіналом К50-6-180мкФ-50В [24].
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок ефективності
процесу пошиття виробів з хутра при використанні розробленої схеми
мікропроцесорного керування швейною машиною
З метою підвищення ефективності процесу пошиття виробів з хутра в
цеху виробів з хутра на підприємстві з виготовлення верхнього одягу будемо
використовувати схему мікропроцесорного керування швейною машиною,
що дозволяє зменшити загальний час пошиття одягу на 20%. Таким чином, за
умов не змінення кількості виготовлення виробів з хутра за одну робочу
зміну, можна вважати, що використання даного пристрою дозволяє
зменшити коефіцієнт завантаженості швейних машин на 20%, тобто,
ΔКВ = К .
В 0,2 = 0,8.0,2 = 0,16; технічні характеристики цих машин: номінальна
потужність Р = 1,1 кВт; при cos φ = 0,72 (tg ϕ = 0,96).
Модифікація швейних машин розроблюваним пристроєм є сучасною та
компактною, а саме технологічне обладнання на якому впроваджується
даний пристрій стає більш ефективним та керованим, не містить додаткового
механічного оснащення і не потребує спеціально створених умов
навколишнього середовища.
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність обладнання:
Q = P ⋅ tgϕ ; S = P2 +Q2 ;
Q =1,1⋅0,96 =1,056 квар;
S = 1,12 +1,0562 =1,52 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
застосування схеми мікропроцесорного керування швейною машиною
дозволить зменшити потужність живлячого (цехового) трансформатора, а
також до значного зниження ударних струмів, що виникають при
комутаційних переключеннях [17].
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося
порівняльною характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при
роботі технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому
дні п‘ять днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік [17]:
C = n ⋅S ⋅ ∆KB ⋅Cел ⋅ t ,
де n – кількість одиниць обладнання в даному цеху на якому
застосовується пристрій; n = 60;
ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості обладнання при
використані розробленого пристрою; ΔКВ = 0,16;
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 12,83 грн;
S – споживана потужність технологічним обладнанням; S = 1,52 кВА.
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
C = 60 ⋅1,52 ⋅0,16 ⋅12,83 ⋅2112 = 395398,84 грн. за рік.
Отже, можна зробити висновок про те, що підвищення ефективності
процесу пошиття виробів з хутра в цеху виробів з хутра на підприємстві з
виготовлення верхнього одягу шляхом використання схеми
мікропроцесорного керування швейною машиною є технічно і економічно
вигідним і має економічний ефект: С = 395398,84 грн. за рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника
при роботі в електротехнічній лабораторії
В даному розділі бакалаврської роботи проводиться дослідження
різноманітних факторів, які впливають на стан здоров’я дослідників, які
працюють в електротехнічній лабораторії. При проведенні таких досліджень
необхідно опрацювати значну кількість теоретичного матеріалу, розробити
необхідну документацію та використати програмне забезпечення. Виконання
цих робіт можливе лише при застосуванні сучасної комп’ютерної техніки.
Результати, які отримані під час досліджень даної тематики теж підлягають
подальшій обробці програмним забезпеченням за допомогою комп’ютерної
техніки. Тому виникає потреба в забезпеченні безпечної та продуктивної
організації праці інженера-дослідника при роботі з комп’ютером.
Для цього необхідно проаналізувати всі параметри виробничого
середовища, які можуть впливати на здоров’я та працездатність інженера,
тим самим змінюючи продуктивність його праці.
За рівнем фізичного навантаження таку роботу необхідно віднести до
категорії І а, тобто робота яка виконується сидячі та не потребує фізичного
навантаження.
Розрахункові роботи проводяться в приміщенні, яке має наступні
геометричні розміри: довжина – 20 м, ширина – 11 м, висота стелі – 5 м.
Відповідно площа всього приміщення складає 220 м2, а об’єм становить 1100
м3. Тому на одного працюючого припадає 44 м2, що відповідає вимогам ДБН
В.2.2.28-2010 та НПАОП 0.00-7.15-18, відповідно до яких площа, яка
припадає на одне робоче місце, яке обладнане ПК, повинна складати не
менше 6 м2, а об’єм - не меншим ніж 20 м3.
Серед багатьох чинників зовнішнього середовища, що впливають на
організм людини під час праці, світло займає одне з перших місць. Світло
має властивість впливати не лише на органи зору, а й на діяльність організму
в цілому, тому при діяльності втомлюваність очей, в основному, залежить від
напруженості процесів, що супроводжують зорове сприйняття. При поганому
освітленні у людини перенапружуються органи зору, що призводить до
швидкого втомлення. А це в свою чергу може призвести до помилкових дій
під час роботи і навіть до нещасного випадку. Недостатнє освітлення робить
значний вплив не тільки на зір, але і на психіку людини, систему імунного
захисту, на функціонування основних процесів життєдіяльності. Це виникає
через те, що доводиться докладати зусилля для впізнання погано видимих
предметів, з'являється головний біль, знижується працездатність.
Робоче приміщення згідно з нормами проектування ДБН В.2.5-28-2018
«Природне та штучне освітлення» має природне та штучне освітлення.
Природне освітлення приміщення здійснюється через чотири вікна, які
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
зорієнтовані на захід. Розміри кожного вікна складають 1,2×3 м. Робоче місце
розташоване таким чином, що усі чотири вікна знаходяться перед робочим
місцем працюючого. За рахунок цього забезпечене мінімальне потрапляння
прямих сонячних промінів на екран монітора, які б спричиняли би відбиття
світла від екрану. При цьому у полі зору працюючого забезпечується
оптимальне співвідношення яскравості робочих та навколишніх поверхонь.
Під час роботи працівник в більшості випадків працює з даними, які
виводяться програмним забезпеченням (з розрахунками на екрані монітора).
Тобто найменшим об’єктом розрізнення виступає «крапка» на екрані
монітора (в текстових редакторах та математичних прикладних програмах це
текст чорного кольору на білому фоні). Найменший об’єкт розрізнення – 0,25
мм, що відповідає дуже високому ступеню точності зорової праці. Розряд
зорової праці – II, підрозряд – Г. Контраст об’єкту розрізнення з фоном -
великий. Для даного типу зорової праці нормативне значення КПО згідно
норм освітлення ДБН В.2.5-28-2018 дорівнює 1,8%. Робоче місце
розташовано на відстані 2 м від вікна і в цій точці значення КПО складає 24-
26%, що задовольняє нормам. Тому рівень природного освітлення можна
вважати достатнім.
Для темного часу доби в приміщенні передбачене штучне освітлення.
Штучне освітлення також передбачається у всіх виробничих та побутових
приміщеннях, якщо недостатньо природного світла. При організації
штучного освітлення необхідно забезпечити сприятливі гігієнічні умови для
зорової роботи і одночасно враховувати економічні показники. При
штучному освітленні нормується величина освітленості в люксах (Лк), яка
вибирається в залежності від характеристик зорової праці з урахуванням
найменшого розміру об'єкта розрізнення, фону, контрасту об'єкта
розрізнення з фоном.
Приміщення обладнане двадцятьма світильниками денного світла типу
ЛСП02-2х58-001, які розташовані симетрично та рівновіддалено від стін.
Відповідно до ДБН В.2.5-28-2018 для даного типу зорової праці необхідна
величина штучного загального освітлення складає 400 лк. Фактичне значення
даного параметра складає більше 400 Лк. Отже, рівень штучного освітлення
на робочому місці є достатнім.
Важливе значення має мікроклімат робочого приміщення, так як він
безпосередньо впливає на здоров’я та самопочуття працівника. До важливих
мікрокліматичних умов можна віднести такі параметри, як температура,
відносна вологість, швидкість руху повітря в робочій зоні. Згідно з ДСН
3.3.6.042-99 «Повітря робочої зони», що регламентує параметри мікроклімату
виробничих приміщень, нормативні значення основних факторів
мікроклімату наступні:
1. Температура повітря: в холодний період року – 22 - 24 °С (допустима
– 21 - 25 °С); в теплий період року – 23 - 25 °С (допустима – 22 - 28 °С).
2. Вологість повітря: в холодний період року – 40 - 60 %; в теплий
період року – 40 - 60 %.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,1 м/с
(допустима – не більша ніж 0,1 м/с); в теплий період року – 0,1 м/с
(допустима – 0,1...0,2 м/с).
Фактичні значення параметрів мікроклімату становлять:
1. Температура повітря: в холодний період року – 16-17 °С; в теплий
період року – 23-24 °С.
2. Вологість повітря: в холодний період року – 40-45 %; в теплий
період року – 50-52 %.
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,1 м/с; в теплий
період року – 0,15 м/с.
З наведених даних видно, що фактичне значення вологості повітря та
швидкості руху повітря відповідають нормативним значенням параметрів.
Значення температури повітря в холодний період року є нижчим за
нормативне значення, отже, необхідно провести модернізацію системи
опалення у даному приміщенні.
Шум також являється одним з важливих факторів виробничого
середовища, який може негативно впливати на працівника. В першу чергу від
шумового навантаження страждають органи слуху, може розвинутися
глухота. Порушується робота нервової системи: з'являються неврози, головні
болі, погіршується якість сну. Серцево-судинна система теж відчуває
навантаження: починаються стрибки тиску, збивається серцевий ритм,
погіршується циркуляція крові.
В даному приміщенні головним джерелом шуму є вентилятор
охолодження джерела живлення системного блоку та вентилятори
встановленні для охолодження процесора, вінчестера та відеокарти. Так як
всі вентилятори розташовані всередині системного блоку, то шум, який видає
системний блок не перевищує нормативне значення еквівалентного рівня
шуму, яке згідно вимог ДСН 3.3.6.037-99 «Санітарні норми рівнів шуму на
робочих місцях» становить 50дБА.
Головним джерелом електромагнітного випромінювання в приміщенні
є монітор та системний блок. Рівні електромагнітного випромінювання на
робочому місці повністю відповідають вимогам ДСН 3.3.6.096-2002.
В даному приміщенні використовується електропроводка прихованого
типу, яка виконана мідним дротом 3*2.5 мм2. Таке виконання проводки
запобігає виникненню та поширенню пожежі внаслідок можливого короткого
замкнення в проводці, та можливому враженню працівника струмом.
Обладнання, а саме системні блоки та монітори, встановлене в кабінеті,
живиться напругою 220В і споживає потужність менше ніж 2800 Вт.
Оскільки ПК та має металевий корпус, то згідно ДСТУ Б В.2.5-82:2016 в
приміщенні передбачена магістраль захисного заземлення, яка забезпечує
захист людини від ураження електричним струмом.
З категорією пожежонебезпеки згідно ДСТУ Б В.1.1-36:2016, дане
приміщення відноситься до типу В (горючі та важкогорючі рідини, тверді
горючі та важкогорючі речовини і матеріали, речовини та матеріали, здатні
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
при взаємодії з водою, киснем повітря або одне з одним лише горіти, за
умови, що приміщення, в яких вони знаходяться не належать до категорій А
чи Б). Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними
плитами, а підлога з кахельної плитки. Всі матеріали застосовані для
будівництва приміщення повністю дозволені для оздоблення приміщень
органами державного санітарно-епідеміологічного нагляду.
Приміщення оснащено системою автоматичної пожежної сигналізації
відповідно до вимог ДБН В.2.5-56-2014 «Інженерне обладнання будинків і
споруд. Системи протипожежного захисту». Але теплові пожежні
оповісники, які входять до складу системи, морально та технічно застарілі.
Тому необхідно модернізувати систему пожежної сигналізації, використавши
більш сучасні пожежні оповісники. Також в приміщенні знаходяться три
переносних вуглекислотних вогнегасника ВВК-5, які використовуються для
гасіння легкозаймистих та горючих рідин, твердих горючих речовин та
матеріалів, електропроводок, що знаходяться під напругою до 1000 В, що
відповідає НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
Для забезпечення проведення організованої евакуації персоналу у
випадку пожежі в будівлі передбачений план евакуації, розміщений на стіні
з вільним доступом до нього, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
На працездатність інженера окрім зовнішніх факторів виробничого
середовища також впливає безпосередня організація робочого місця. Отже,
робочий стіл має такі розміри: висота – 710 мм, ширина – 510 мм, довжина –
1100 мм. Відповідно стілець має такі розміри: висота – 400 мм, ширина – 400
мм. Відстань від екрана до ока складає 700 мм при розмірі екрану по
діагоналі 21", а клавіатура розміщена на поверхні столу на відстані 200 мм
від працюючого. Отже, організація робочого місця повністю задовольняє
ергономічним вимогам ДСТУ 8604:2015.
З працівниками проводяться: вступний (при прийомі на роботу),
первинний (безпосередньо на робочому місці) та повторний (один раз на
півроку) інструктаж з питань охорони праці та техніки безпеки складений
відповідно НПАОП 0.00-4.12-05.
Важливим фактором для підвищення продуктивності праці та
запобіганню виснаження організму являється правильна організація її
режиму. При організації праці, яка пов’язана з роботою за комп’ютером та
іншими приладами, для збереження здоров’я працюючого, запобігання
виникненню професійних захворювань та підтримки працездатності на
належному рівні повинні бути передбаченні перерви для відпочинку.
Після проведення детального аналізу умов праці робітників лабораторії
можна зробити висновок, що всі фактори виробничого середовища, окрім
застарілої системи пожежної сигналізації, відповідають своїм нормативним
значенням. Тому необхідно провести модернізацію системи пожежної
сигналізації, щоб забезпечити безпеку персоналу у випадку виникнення
пожежі в установі.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації лабораторії
Пожежа – неконтрольоване горіння зовні спеціального вогнища, що
завдає матеріального збитку. Небезпечними чинниками, що впливають на
людей при пожежі, є: відкритий вогонь і іскри, підвищена температура
повітря, предметів, токсичні продукти горіння, дим, знижена концентрація
кисню, обвалення і пошкодження будівель, споруд, установок, вибухи.
Система пожежної сигналізації — це збереження майна і безпека
співробітників. З її допомогою можна оперативно отримати повідомлення
про небезпечний спалах і визначити точне місце його виникнення. Система
сигналізації може автоматично включити систему сповіщення про пожежу
(це може бути сирена або звукове сповіщення), активувати пристрої
пожежогасіння. При необхідності сигнал про спалах буде переданий на
центральний пульт пожежної охорони, в найближчу пожежну частину.
Системою пожежної сигналізації можуть бути обладнані як приватні будинки
або офіси, так і великі будівлі або цілі комплекси будівель.
Можливості системи пожежної сигналізації:
Оперативне виявлення спалахів
Сповіщення різними способами — сиреною, по телефону, на
центральний пульт пожежної охорони
Активізація засобів пожежогасіння
Інформування відвідувачів об'єкту про пожежу, шляхи евакуації
(системи сповіщення)
Системами пожежної сигналізації можуть бути обладнані різні
категорії будівель, зокрема наступні:
Квартири, приватні будинки, офіси
Громадські заклади — торгові і бізнес-центри, лікарні, паркінги. Для
таких об'єктів необхідно використовувати комплексні системи інформування,
евакуації і пожежної безпеки (відключення вентиляції, димовидалення).
Виробничі об'єкти (заводи, сільськогосподарські підприємства тощо),
для яких важливо створити централізовану систему сигналізації, яка
дозволить визначити спалах на великій площі
Системи пожежної сигналізації можуть виконувати ряд самих різних
функцій.
1. Передача сигналу про виникнення надзвичайної ситуації.
Якщо ваша система пожежної сигналізації обладнана централлю, то
сигнал про надзвичайну ситуацію відображатиметься на ній. Також при
необхідності сигнал може передаватися на центральний пульт служби
пожежної безпеки підприємства, в найближчу пожежну. Зв′язок системи
сигналізації з пультом охорони може здійснюватися різними способами:
По виділеній або спільно використовуваній телефонній лінії,
Через мобільний GSM-комунікатор ,
Через комп'ютерну локальну мережу.
2. Групування датчиків, адресна індикація спалаху
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
Можливо за бажанням групувати датчики сигналізації відповідно до
структури об'єкту. Це дозволить не тільки точніше визначити місце спалаху,
але і вибірково включати або відключати групи датчиків. При використанні
аналогових датчиків можна визначити тільки групу, в якій відбувся спалах.
Цифрові датчики, навпаки, дозволяють точно визначити місце спалаху.
3. Запам'ятовування історії подій.
Системи сигналізації дозволяють вести історію подій (обрив лінії,
замикання, відключення електроенергії, тривога і т. п.) Це дозволить згодом з
великою точністю відновити картину події.
4. Підключення до комп'ютерного устаткування.
Підключивши систему безпеки до комп'ютера або локальної мережі,
можливо відстежувати безпеку об'єкту з будь-якого корпоративного
комп'ютера.
5. Безперебійна робота.
За допомогою акумуляторів можна забезпечити безперервну,
безперебійну роботу системи пожежної сигналізації.
6. Інформування, пожежна безпека.
Для приміщень з великою кількістю відвідувачів важливо забезпечити
безпеку евакуації при виникненні пожежі. Для цього можна використовувати
такі засоби як відключення вентиляції (щоб уповільнити розповсюдження
пожежі), включення димовидалення, сповіщення відвідувачів про шляхи
евакуації.
В деяких випадках достатньо установки локальної системи
сигналізації, яка цілком встановлюється усередині даного об'єкту — кімнати,
будівлі або цеху. При виникненні надзвичайної ситуації тут же спрацьовує
сигналізація, але інформація про це нікуди більше не передається. Для того,
щоб централізувати охорону об'єкту, вам потрібно створити централізовану
систему сигналізації. В цьому випадку інформація з датчиків, розташованих
в самих різних куточках об'єкту, поступає на єдиний пульт управління.
У системі пожежної сигналізації можуть використовуватися самі різні
датчики, зокрема димові. Практично всі типи пожеж супроводжуються
утворенням великої кількості невловимих частинок, тобто диму. Тому
найбільш поширеною групою пожежних оповісників є димові, які
розрізняються за принципом виявлення димових частинок залежно
від їх розміру, кольору і т.п.
Детектор диму реєструє присутність диму і газів ще до появи полум'я
і подає сигнал. Хоча індикатори диму можуть бути вбудовані в охоронну
сигналізацію, самостійно простіше встановити індивідуальні системи, що
працюють від батарей. Необхідно обов'язково міняти батареї, принаймні, раз
на рік і щомісячно перевіряти працездатність індикатора натисненням
контрольної кнопки.
Розрізняють два види димових датчиків з різними фізичними
принципами: оптичні і іонізаційні.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Оптичний димовий оповісник використовується у разі, коли необхідно
отримати повідомлення про пожежу якомога раніше, вже на етапі тління,
коли утворення вогнищ полум'я і теплове випромінювання ще не почалися.
Даний оповісник використовують при виявленні «світлого» диму, частинки
якого достатньо великі за розміром. Але для виявлення ознак горіння
речовин, якщо при цьому не утворюється диму (наприклад, газів, органічних
рідин, ряду сумішевих розчинників) вони непридатні.
Застосування оптичного димового оповісника достатнє широко:
у бібліотеках, музеях, лікарнях, готелях, складських приміщеннях,
в комп'ютерних приміщеннях, на об'єктах промислового призначення,
в офісах.
В основі роботи оптичного димового оповісника лежить принцип
розсіяння інфрачервоного випромінювання на частинках диму. Це порівняно
з променем світла, що проходить через хмару: поки промінь проходить через
прозоре середовище – ніяких віддзеркалень не немає і він не видно, як тільки
промінь потрапляє в хмару – то на частинках вологи відбувається
віддзеркалення і видно структуру променю.
Іонізаційний димовий оповісник використовує потік радіоактивних
частинок для визначення підвищення концентрації диму в зоні контролю.
Іонізаційні оповісники реагують на, так званий «чорний дим». Такі
оповісники добре виявляють дрібні частинки диму, що утворюються при
полум'яному горінні, але малопридатні для виявлення процесів тління, в
результаті яких утворюються крупні частинки, а також виявлення процесів
горіння пластмас і горючих рідин.
Іонізаційні димові оповісники широко використовуються для захисту
промислових об'єктів від спалаху електроніки, кабельних каналів. Крім того,
вплив пилу на цей оповісник набагато нижчий.
Важливо підкреслити, що іонізаційні оповісники пожежної сигналізації
не наносять шкоди здоров'ю людей, і єдине утруднення при роботі з ними
пов'язане з необхідністю спеціального зберігання після закінчення терміну
служби (який складає не менше 5 років).
До централі системи підключаються всі датчики системи сигналізації.
Централь візуально показує стан системи, а також при необхідності
приводить в дію сирену або звукове сповіщення, систему пожежогасіння,
відключає вентиляцію і кондиціонування, управляє системою димовидалення
і ліфтами, передає сигнал на центральний пульт охорони.
Передача сигналу про спалах може передаватися по телефону,
радіоканалу або комп'ютерною або GSM-мережею.
Устаткування централізованого управління сигналізацією складається
з комп'ютера і спеціалізованого програмного забезпечення, яке дозволяє
відстежувати стан систем сигналізації. Можлива інтеграція з іншими
засобами безпеки – наприклад, системами відеоспостереження, що дозволяє
помітно збільшити ефективність роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Сигналізація пожежі може проводитися сиреною, мовним
сповіщенням. За допомогою таких засобів можна спростити евакуацію
відвідувачів об'єкту і зробити її безпечнішою.
Зі всього різноманіття існуючих сучасних систем пожежної сигналізації
в приміщенні, що аналізується, пропонується використати сучасну систему
пожежної сигналізації на основі приладу приймально-контрольного
пожежного «J-NET», яка призначена для організації пожежної сигналізації і
автоматики.
Рисунок 11.1 - Прилад приймально-контрольний пожежний «J-NET»
Прилад приймально-контрольний пожежний «J-NET» (далі – ППКП)
призначений для використання у складі адресних систем пожежної
сигналізації.
ППКП «J-NET» забезпечує:
• приймання сигналів від під'єднаних до приладу адресних пожежних
сповіщувачів та пристроїв вводу-виводу,
• обробку прийнятих від адресних пристроїв повідомлень та видачу
сигналів управління на виходи системи у відповідності з запрограмованими
алгоритмами,
• індикацію стану пожежної тривоги, несправності, вимкнення
звуковими та візуальними засобами,
• індикацію місця виявлення тривоги чи несправності,
• записування повідомлень про тривоги, несправності, вимкнення в
журнал подій,
• контроль правильного функціонування системи і подання сигналів в
разі будь-яких несправностей.
До складу ППКП «J-NET» входять:
1. ППКП базовий АБАО.425442.001 ППКП «J-NET» Б,
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
2. ППКП додатковий АБАО.425442.001-01 ППКП «J-NET» Д.
Основні характеристики ППКП «J-NET
• 1, 2 або 3 шлейфа (кола виявляння),
• 125 адрес один шлейф (коло),
• перевірка на цілісність кільцевих шлейфів,
• 2 реле тривоги та 1 реле несправності,
• виходи типу відкритий колектор для тривог, несправностей та
дистанційної індикації передтривожного стану,
• 2 контрольовані виходи оповіщувачів на ППКП базовому та кожному
ППКП додатковому,
• журнал подій на 2000 записів (FIFO),
• рідкокристалічний дисплей з підсвіткою,
• вбудована клавіатура, можливість підключення PS2 клавіатури.
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики ППКП «J-NET»
Технічні характеристики ППКП базовий ППКП додатковий
Основне джерело живлення 100-264 В, 2,4 А, 50/60 Гц
Резервне джерело живлення
(герметична свинцево-кислотна 12 В, 7/12 А·год (по 2 шт. на кожен
акумуляторна батарея, в комплект ППКП)
поставки не входить)
Максимальний струм споживання 2185 мА 1955 мА
Максимальний струм споживання в
черговому режимі 1985 мА 1755 мА
Струм споживання у стані спокою 130 мА (без адресних пристроїв)
К-ть адресних шлейфів (кіл) на
ППКП 1-3, макс. 275 мА на коло
Вихід живлення для зовнішніх Макс. 230 мА постійного струму (при
пристроїв (2 вих.) 27,5 В) кожен вихід
Виходи на оповіщувачі (2 вих. з Макс. 400 мА постійного струму (при
контролем лінії) 27,5 В) кожен вихід
Виходи тривоги (2 реле з контактами, 50 В, 1 А пост./змін. струму,
перемикаються) резистивне навантаження
Вихід несправності (1 реле, 50 В, 1 А пост./змін. струму,
нормально замкнене) резистивне навантаження
Кількість адрес на одне коло 125
Макс. кількість адресних шлейфів
(кіл) в системі 96
Кількість зон в системі 386
Журнал подій 2000 записів –
Зв’язок між ППКП RS-485 (до 1200 м)
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Вихід RS-232 1 вихід –
Світлодіодна індикація зон 32 для пожежі
32 для несправності –
Габаритні розміри (В х Ш х Г), мм 500 х 412 х 140
Ступінь захисту оболонки IP30
Умови експлуатації:
– температура навкол. середовища від 0 °С до +40 °С
– відносна вологість повітря до 93 % при температурі 40 °С, без
конденсування вологи
Середній строк експлуатації 10 років
Рисунок 11.2. Сповіщувач пожежний димовий точковий адресний WS 26
Сповіщувачі пожежні димові точкові адресні WS 26 призначені для
виявлення загоряння у закритих приміщеннях. Датчик диму реагує на
перевищення порогу концентрації диму і формує код тривоги для ППКП.
Датчики димові оптичні WS26 мають три рівні чутливості,
відкалібровані за рівнем згасання світла за рахунок задимленості. Рівні
чутливості встановлюються за допомогою пульта-програматора. При
перевищенні заданого порогу сповіщувач видає код тривоги, а при
перевищенні приблизно 2/3 цього порогу – код передтривоги.
Сповіщувачі димові WS26 можуть використовуватися зі стандартною
розеткою B або вологозахищеною розеткою B-IP.
Моделі:
• WS 260 - без ізолятора короткого замикання;
• WS 261 - з вбудованим ізолятором КЗ.
Основні характеристики WS26:
• три рівня чутливості
• будована автоматична компенсація запиленості димової камери,
• діапазон адрес 1 -125,
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
• програмна адресація за допомогою пульта-програматора,
• можливість підключення виносного пристрою оптичної сигналізації,
• індикація стану сповіщувача та вбудованого ізолятора КЗ (для
виконання WS 261),
• живлення від шлейфа,
• захист від несанкціонованого демонтажу,
• стабільна робота у несприятливих мікрокліматичних умовах.
Таблиця 11.2 – Технічні характеристики WS26:
Напруга лінії робоча ⎓17… 28 В
Струм постійного споживання без
ізолятора КЗ ≤ 0,33 мА
Струм постійного споживання з
ізолятором КЗ ≤ 0,38 мА
Струм споживання в режимі «Пожежна
тривога» 1,8 … 2,3 мА
Струм споживання в режимі «Пожежна
тривога» з ВПОС 3,8 … 4,8 мА
Опір замкненого ізолятора ≤ 0,2 Ом
Чутливість (встановлюється за
допомогою пульта-програматора) 0,18 дБ/м, 0,12 дБ/м, 0,09 дБ/м
Габаритні розміри (діаметр х висота), мм 96 х 31
Вага зі стандартною розеткою ≤ 125 г
Ступінь захисту оболонки IP40
Середнє напрацювання до відмови ≥ 60000 годин
Середній строк служби 10 років
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
2. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
3. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
4. ДСТУ EN 60947-1:2017. Апаратура комутаційна та апаратура
керування низьковольтна. Ч. 1. Загальні правила (EN 60947-1:2007;
А1:2011; A2:2014, IDT; IEC 60947-1:2007; А1:2010, А2:2014, IDT).
Прийнятий методом перекладу. Ідентичний щодо EN 60947-1:2007.
5. ДСТУ ІЕС 60909-0:2007. Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Ч. 0. Обчислення сили струму (ІЕС 60909-
0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ: Держспоживстандарт України,
2009. 51 с.
6. ДСТУ ІЕС TR 60909-4:2008 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 4: Приклади розрахунку струму
короткого замикання/
7. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
8. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
9. Електропостачання промислових підприємств: Підручник для
студентів електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П.
Павленко. – Харків : ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
10. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
11. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за
спец.141– Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за
освітньою програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та
робототехніка" / Д. Г. Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т
"Харків. політехн. ін-т". – Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
12. 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.,
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
13. Охріменко В. М. Споживачі електричної енергії [Електронний ресурс] :
підручник / В. М. Охріменко ; Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М.
Бекетова. – Харків : ХНУМГ ім. О. М. Бекетова, 2019. – 286 с. – режим
доступу: http://elib.chdtu.edu.ua/e-books/4827
14. Перехідні процеси в системах електропостачання: підручник для ВНЗ /
Г.Г. Півняк, І.В. Жежеленко, Ю.А. Папаїка, Л.І. Несен, за ред. Г.Г.
Півняка ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – 5-те вид.,
доопрац. та допов. – Дніпро : НГУ, 2016. – 600 с.
15. Правила улаштування електроустановок / Міненерговугілля УКРАЇНИ.
Видання офіційне. Київ, 2017. 617 с. URL: https://art-energetyka.com.ua
16. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
19. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
20. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та
споживача.
21. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення : навч. посіб. /
О. І. Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В.
Курбака ; за ред. Солов’я О. І. ; М-во освіти і науки України, Черкас.
держ. технол. ун-т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
22. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
23. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
Арк.
ЧДТУ А1 22321 94/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146