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/5705| Title: | Система електропостачання підприємства з виробництва запірно-регулюючої арматури |
| Authors: | Кисельова, Ганна Олексіївна Балакін Олександр Миколайович, Олександр Миколайович |
| Keywords: | електропостачання;розрахунок електричних навантажень;компенсація реактивної потужності;релейний захист та автоматика |
| Issue Date: | Jun-2025 |
| Abstract: | У випускній кваліфікаційній роботі бакалавра детально розглянуті питання проектування електропостачання підприємства з виробництва запірно-регулюючої арматури. 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 розглянуто перспективу застосування системи автоматичного пристрою визначення в’язкості рідкого каучука. В економічному розділі пояснювальної записки визначено економічний ефект від впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічний процес виготовлення камер до гідрофорів. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи пожежної сигналізації лабораторії. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5705 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Балакін.pdf Restricted Access | 6.13 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21012 63/03-03
на тему:
«Система електропостачання підприємства з виробництва
запірно-регулюючої арматури»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Балакін Олександр Миколайович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Ганна КИСЕЛЬОВА
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ _____________________
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ .................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проектування ............................................................. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ...................................... 10
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання ......... 11
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 13
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 14
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 25
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 29
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 29
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 36
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 38
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 38
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 39
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 43
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 49
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ............................ 49
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 52
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 56
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 59
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Балакін О.М. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Кисельова Г.О. Система електропостачання 3 141
Т. контр. підприємства з виробництва запірно-
Н. кон тр. Ключка К.М. регулюючої арматури ФЕТАМ, ЕСЕ-12
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 59
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 60
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В .......................................................................................................................... 65
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 65
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 67
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 70
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 74
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 74
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 74
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 75
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 76
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 78
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 79
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 80
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 80
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 81
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 81
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 83
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 93
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 94
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 96
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ......................... 103
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .......................... 105
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ..................... 106
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................. 110
8.5.1 Вибір апаратів захисту ............................................................................ 110
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність .......................................................... 111
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .. 112
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 113
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Система автоматичного пристрою
визначення в’язкості рідкого каучука ................................................................... 118
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9.1 Поняття в'язкості, класифікація методів її вимірювання ........................... 118
9.2. Розробка системи контролю та діагностування в‘язкості рідкого каучуку
................................................................................................................................ 120
9.3. Розрахунок параметрів RC-контуру датчика в'язкості SPL440 ............... 124
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічного ефекту від
впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічний процес
виготовлення камер до гідрофорів ........................................................................ 127
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 129
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника при
роботі в електротехнічній лабораторії ............................................................... 129
11.2 Модернізація системи пожежної сигналізації лабораторії ...................... 133
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 140
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЕКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проектування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проектуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проектуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проектування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проектуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проекту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному принципу
з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення електроприймачів
паралельних технологічних ліній слід здійснювати від різних секцій шин
підстанцій, взаємозв'язані технологічні агрегати повинні живитися від однієї
секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
забезпечення будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і
т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, IIта III.
1.1 Характеристика об'єкта проектування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проектувати в даному
дипломному проекті, займається виготовленням запірно-регулюючої арматури.
При проектуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проектування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проектуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Компресор 2 32 0,8
2 Насос охолодження компресорів 1 3 0,84
3 Вентилятор приточний 2 38 0,88
4 Вентилятор витяжний 4 7,5 0,84
5 Насос гарячої води 4 28 0,83
6 Насос перемішування каучуку 6 5,2 0,88
7 Конвеєр 3 52 0,78
8 Аерозольно-омиваюча установка 3 10 0,83
9 Опрокидувач форм 12 6,8 0,8
10 Гідравлічний стіл 3 5,5 0,81
11 Верстат обертових щіток 3 1,1 0,87
12 Верстат знімання камер з форм 3 2,4 0,86
13 Миюча машина 2 60 0,94
48
Однофазні електроприймачі
1 Фен промисловий 6 1,5 0,89
6
В цеху з виготовлення виготовлення камер до гідрофорів на рівні
технологічних зв’язків здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проектом передбачено загальне виробниче освітлення 380/220 В.
Розміри цеху з виготовлення виготовлення камер до гідрофорів,
електропостачання якого ми будемо розраховувати, складають: становлять
42×72×6, з площею освітлення S=3024 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проектування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо всі вимоги ПУЕ у цієї частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми проектуємо,
розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1000 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 50 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 72,6 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проектуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної
3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [5], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв, nе, Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який
залежить від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості
електроприймачів nе та постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують
електричні навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
2
n
Pном
n 1
е . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величину nе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2p
n ном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n ( n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
кв р
i номi
Кв
1
n (2.6)
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе для живлячих мереж напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
n Коефіцієнт використання Кв
е 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Р
i ном . (2.8)
i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Р
i ном tg
i і . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
до 1 кВ визначається за формулою
S 2 2
роз Pроз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [2].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [5], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху
з виготовлення камер до гідрофорів.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(компресор) Рном,1. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким чином,
що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та номінальну
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном1 pном n 32 2 64 кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
К .
в Рном, заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,1 0,6 6438,4кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ 0,6 110,75 28,8квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2
pном 2 730,8
nе 28,1.
pном м ax 52
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Кв, і Рном і
1 494
Кв, цеху 0,68
n .
Р 730,8
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=28 та К в, цеху 0,7
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,07.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр, цеху Кр Кв, цеху Рном,цеху Кр Кв, i Рном і 528,6 кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ) 329,6квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S 2 2 2
р,цеху Pр,цеху Qр,цеху 528,6 329,62 622,9 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
камер до гідрофорів.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень
від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП достатньою для практичних цілей точністю
умовна трифазна номінальна потужність Рном.у(кВт), що визначається
наступним чином
Рном.у = 3 ∙ Рном. .фабоРном.у = 3 ∙ ��пасп ∙ √ТВ ∙ ��������пасп, (2.11)
де Рном. .ф – номінальна потужність максимально
навантаженої фази, кВт;
��пасп – паспортна потужність споживача, кВА;
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці
Так як однофазні електросоживачі цеху розраховані лише на фазну
напругу Uф=220 В і не мають постійного стаціонарного місця підключення, їх
розрахунок ми будемо виконувати по формулі 2.11.
В цеху використовується три промислові фени, з наступними паспортними
даними:
Рпасп = 1500 Вт; ��������пасп = 0,89; ТВ = 40% часу за одну годину роботи
��ном.у = (6 ∙ 1,5 ∙ 0,4 ∙ 0,89) = 2.53 = 7,57 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 2,53 ∙ 0,51 = 1,29 = 3,87 квар.
��ном. .ф 1,29
Іном.у = = = 6,58 А
�� ∙ �������� 0,22 ∙ 0,89
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху з виготовлення камер до гідрофорів. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 42×72×6 м, з площею освітлення
S=3024 м2.
Для визначення електричних навантажень(ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ЛСП-04 з
чотирма лампами типу ЛД. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
Р м.о. 0,95 9,78 3024 28100 кВт,
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Еф к з.ф
рп.о.ф Рп.о.табл к р , (2.13)
100 к з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [4], Вт/м2;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [4], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4].
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,6 0,3 9,78 Вт/м
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qм.о Р м.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Q м.о. 28,1 0,2 5,6 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 Кв цехової
підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху Рном.у , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху Рном.у 528,6 28,1 7,57 556,77 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху Qном.у 329,65,63,87 335,2 квар.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і 2 , (2.18)
S 2
ТП2 Р0,38 цеху Q 2 2 2
0,38 цеху 556,77 335,2 617,4 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою (2.18)
і
по усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [5].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху Q
i 0,4 цеху . (2.18)
i
i i
SНН.ГПП 1 6315,92 4266,52 7621,9 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =7621,9 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола
Рр,0,38і π r2
i m ,
де rp.i - радіус кола групи споживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
r 0,38 і
i , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 Pр, цеху i
αоc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Р
r р0,38(ТП2) 528,6
ТП2 33,5 мм.
3,14 m 3,14 0,15
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Рроз, цеху Рроз, ос, ц Р0,4 цеху m r,
2 α
с.н. αо.н.
кВт кВт кВт кВт/мм мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Котельня. Об’єднаний склад 708,4 22,3 730,7 0,15 349 11 38,7
Цех камер для гідрофорів 528,6 28,1 556,7 0,15 342 18 33,5
Цех гідрофорів. 1344,6 67,8 1412,4 0,15 343 17 53,9
Цех гідрокомпенсаторів
Цех масляних амортизаторів.
Цех мембран до 934,4 37,2 971,6 0,15 346 14 44,7
пневмокомпенсаторів
Цех регуляторів та вимикачів
тиску; 503,7 89,7 593,4 0,15 306 54 34,9
Будівля управління
Цех газових амортизаторів; 702 21,9 723,9 0,15 349 11 38,6
Ремонтно-механічний цех
Цех гідроштоків 558,3 24,1 582,4 0,15 345 15 34,6
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp y
i i )
Y i1 , (2.23)
n
Pp
i
i 1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n
(Pp.i xi )
i1 1426021
Х 255,96 м,
n
P 5571,1
p.i
i1
n
(Pp y )
i i
i 1 1393006
Y 250,1 м.
n
P 5571,1
p
i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Центр електричних навантажень цеху.
Цехові ТП з метою економії метала і електроенергії рекомендується
встановлювати в умовному центрі електричних навантажень (ЦЕН).
Встановлення трансформаторних підстанцій у вказаних центрах дозволяє:
а) приблизити високу напругу до центрів споживання електричної енергії;
б) зменшити витрати провідникового матеріалу;
в) мінімізувати втрати електричної енергії або сумарних зведених річних
витрат.
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.
ТП розташовують поза межами цеху лише у випадках неможливості
встановлення їх у приміщенні цеху. Для цього використовують, як правило,
прибудовані та вбудовані підстанції.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
(похибка 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати обчислюють
ЦЕН по формулах:
– для активної потужності:
п
Рроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Р) , (2.20)
п
Рроз i
i1
п
Рроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Р) ; (2.21)
п
Рроз i
i1
– для реактивної потужності:
п п
Qроз х Q у
i i роз i i
Х i1 , У i1
ЦЕН цеху(Q) п ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i Qроз i
i1 i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності
і і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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
№
на Pi, Xi, Yi, Хцен Yцен
Найменування Pi∙Xi Pi∙Yi
план кВт м м м м
і
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Компресор 32 4,2 134,4 4 192
1.2 Компресор 32 4,2 134,4 6 128
2.1 Насос охолодження 3 8 24 5 18
компресорів
3.1 Вентилятор приточний 38 4 152 10 190
3.2 Вентилятор приточний 38 4 152 11 380
4.1 Вентилятор витяжний 7,5 2 15 14 82,5
4.2 Вентилятор витяжний 7,5 2 15 16 105
4.3 Вентилятор витяжний 7,5 2 15 18 120
4.4 Вентилятор витяжний 7,5 2 15 20 135
5.1 Насос гарячої води 28 8 224 10 560
5.2 Насос гарячої води 28 8 224 12 280
5.3 Насос гарячої води 28 8 224 14 336
5.4 Насос гарячої води 28 8 224 16 392
Насос перемішування
6.1 5,2 5 26 57 83,2
каучуку
Насос перемішування
6.2 5,2 5 26 51 296,4
каучуку
Насос перемішування
6.3 5,2 5 26 45 265,2
каучуку
Насос перемішування
6.4 5,2 5 26 39 234
каучуку
Насос перемішування
6.5 5,2 5 26 33 202,8
каучуку
Насос перемішування
6.6 5,2 5 26 27 171,6
каучуку
7.1 Конвеєр 52 12 624 58 1404
7.2 Конвеєр 52 12 624 45 3016
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
7.3 Конвеєр 52 12 624 30 2340
Аерозольно-омиваюча
8.1 10 19 190 58 300
установка
Аерозольно-омиваюча
8.2 10 19 190 45 580
установка
Аерозольно-омиваюча
8.3 10 19 190 30 450
установка
9.1 Опрокидувач форм 6,8 27 183,6 56 204
9.2 Опрокидувач форм 6,8 35 238 56 380,8
9.3 Опрокидувач форм 6,8 48 326,4 56 380,8
9.4 Опрокидувач форм 6,8 56 380,8 56 380,8
9.5 Опрокидувач форм 6,8 27 183,6 42 380,8
9.6 Опрокидувач форм 6,8 35 238 42 285,6
9.7 Опрокидувач форм 6,8 48 326,4 42 285,6
9.8 Опрокидувач форм 6,8 56 380,8 42 285,6
9.9 Опрокидувач форм 6,8 27 183,6 28 285,6
9.10 Опрокидувач форм 6,8 35 238 28 190,4
9.11 Опрокидувач форм 6,8 48 326,4 28 190,4
9.12 Опрокидувач форм 6,8 56 380,8 28 190,4
10.1 Гідравлічний стіл 5,5 33 181,5 55 154
10.2 Гідравлічний стіл 5,5 33 181,5 40 302,5
10.3 Гідравлічний стіл 5,5 33 181,5 28 220
Верстат обертових
11.1 1,1 38 41,8 57 30,8
щіток
Верстат обертових
11.2 1,1 38 41,8 42 62,7
щіток
Верстат обертових
11.3 1,1 38 41,8 30 46,2
щіток
Верстат знімання камер
12.1 2,4 58 139,2 60 72
з форм
Верстат знімання камер
12.2 2,4 45 108 60 144
з форм
Верстат знімання камер
12.3 2,4 30 72 60 144
з форм
13.1 Миюча машина 60 70 4200 51 3600
13.2 Миюча машина 60 70 4200 38 3060
РАЗОМ 730,8 16926,3 23538 23,2 32,2
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,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
які є джерелами реактивної потужності.
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.
Так як компенсацію реактивної потужності здійснювати будемо
безпосередньо на шинах ТП, координати ЦЕН реактивного навантаження цеху
не розраховуємо.
Розрахункові координати ЦЕН (на рис.1.1)складають:
Х ЦЕН 23,2 м ; YЦЕН 32,2 м.
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.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
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).
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, підприємство відноситься до другої категорії
енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 50 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду на прикінці місяця
згідно з фактично використаною електроенергією.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проекту, вимоги електробезпеки [4].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проектуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально уніфіковані.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також
режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між
лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проектування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
N 2 2
N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
S
І = ВН ГПП
роз К
зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проектування, кВА;
Ртр 0,02 7621,9 152,4 кВт,
ΔQтр 0,1 7621,9 762,2 квар.
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
SВН.ГПП 0,9 (6315,9 152,4)2 (4266,5 762,2)2 7373,8 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
7373,8
Sтр 5267 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
7373,8
ІрозПЛ = 19,4 А ,
2 3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
19,4
Fек 13,9мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний
переріз за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6], для якого Ідоп=260 А.
19,4 А1260 А;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .19,4 А=38,8А <0,9 .1,25 .260=292,5А;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [10] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [1,6].
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП
В залежності від параметрів ЛЕП (повітряних або кабельних ліній), по
яких передається електроенергія від системи до ГПП підприємства, втрати
напруги мають істотно різну величину.
Відмітимо характерні особливості повітряних ліній різного класу напруги.
Для повітряних ліній напругою 110 кВ і вище індуктивний опір Х
повітряної лінії більше активного опору R: X R , причому для ЛЕП напругою
220 кВ і вище справедливе співвідношення: Х R .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проектних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 35 55 при збільшеній протяжності ЛЕП або передачі потужностей,
близьких до нормативних по статичній стійкості. У цих випадках врахування
поперечної складової U / / вносить уточнення в розрахунки напруги, що
істотно перевищують погрішності інформації про параметри мережі, а тому
аналіз електричних режимів повинен виконуватися з урахуванням поперечної
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
2 3 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
ділянки лінії (напруга на РУВН ГПП) знаходиться шляхом традиційних
розрахунків з використання схеми заміщення (рисунок 3.4):
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos X sin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U / /
ф Iа X Iр R I (X cos R sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
U U //
ф1 ф2 Uф Uф2 Uф jUф
(3.7)
Uф2 (IaR IpX) j(IaX I R) U e j
p ф1 ,
де модуль U1ф цієї напруги
U (U U/ 2
ф1 ф2 ф) (U/ /
ф )2 (3.8)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
та його фаза
U/ /
arctg ф
. (3.9)
Uф2 U/
ф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
n
U / / 3 U / /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги Uприблизно визначається за формулою
/ PіR QіX PіR Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ //
0 Х0 , (3.14)
rдр
де Dcp – середньогеометрична відстань між фазами;
rдр – радіус проводу;
– магнітна проникність матеріалу проводу. Для кольорових металів –
1, для сталі – 1.
Величина середньогеометричної відстані між фазними проводами Dcp ,
(жилами) залежить від розташування фазних проводів (шин) (параметра Dij і
визначається з формули
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Dcp 3 D12 D13 D23 , м. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу ( Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,151,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,0 19,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Ia
Pі Q
; I і
p (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проектна потужність підприємства Рі=6315,9 кВт; Qі=4266,5 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 50=17 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 50=15,9 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6315,9
Ia 33,1 А;
3 110
4266,5
Iр 22,4 А.
3 110
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 33,1 17 22,4 15,9 918,9 В.
U"" 33,117 22,4 15,9 206,5 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
Uф1 (110 0,92)2 106 (0,21)2 106 110,9 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (0,92)2 106 (0,21)2 106 943 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 110,9 103 110 103 =0,9 103 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проектній
потужності Рі=6315,9 кВт; Qі=4266,5 квар квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
0,9 103
U(%) 100=0,81 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 N 2
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
S np(6 ст.)
Т . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із
номінальними параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=110 кВ, Uном Н=10 кВ, UКЗ=10,5%,
∆Р0= 17,5 кВт, ∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого
робиться масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2 Δt )
1 i i
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформаторашт;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((3,27 1) (2,45 1) (2,45 2) (3,27 1) (5,89 1)
1 (5,73 3) (4,91 3) (4,91 3) (4,09 1) (3,27 1))
К1 0,66 .
6,3 (11 2 11 3 3 3 11)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S кВА
9000
8500
Sмакс
8000
8193
7500
7000 7374
6500 Sн.тр
6555
6000
5500 5895
5735
5000
4500 4916 4916
4000
4097
3500
3000 3277 3277 3277
2500
2000 2458 2458
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
m
(S2
i Δt
1 i )
К ` 1i
2 ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
` 1 ((7,37 2) (6,55 2) (8,19 3))
К 2 0,43 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
0,9 S
К``
2
розр
,
Sн.тр
`` 0,9 7621,9
К2 1,08 .
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥1,08.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБКQНК2 з метою
оптимального зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі
напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δ ТПцеху
s ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S- площа приміщення, м2.
617,4
δs 0,2 .
3024
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
528,6
Nmin 0,7 1,26 1 шт ,
0,95 1000
Економічну кількість трансформаторів Neзнаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [2]
у функції Nmin, N.
N e 1 0 1 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max.T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП
з.ф , (4.12)
Ne Sн.тр
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
617,4
кз.ф 0,61.
11000
Q 2
max .T (1 0,61 1000) - 556,72 249, 4 квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q _
НК1 Qм0,38 QmaxТ ; (4.13)
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 335,2249,485,8 квар,
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q _ _
HK 2 Q м Q HK1 γ N
0,38 е S н.тр ; (4.14)
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми -
рисунок 4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторіввід РП 6-
К
10 кВ, на яких відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [7]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [7].
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
QHK2 335,285,8 (0,18 11000) 69,4 квар, .
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0квардодатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.15)
QНК=85,8+69,4=155,2 квар.
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
однуконденсаторну установку марки ККУ-0,4-150-10-21У3 потужністю 150
квар і напругою живлення 0,38 кВ.
Аналогічно проводимо розрахунки для інших цехів і результати заносимо
у таблицю 4.1.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією"
передбачають нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо
у іменованих одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності
нормується і реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проектування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [11].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Q _ _
ек кн.с Qм Qтр Qек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП,
квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 4266,5762,2 72,61960 2700 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [2] два комплекти
високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих блоків
статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків статичних
конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі живлення
10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 59
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ.
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38, Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Для прикладу
Р .
м10=556,7+0,02 1000=576,7 кВт ,
Q =335,2+0,1.
М10 1000=435,2 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
SЛ(ГПП ТП 2) 576,72 435, 22 722,5 кВА.
де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
722,5
IЛ(ГППТП2) 41,8 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа
4).
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р , Q , S , Р , Q ,
Позиція р0,38 р0,38 н.тр м10 м10 Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 730,7 438,8 630 743,3 501,8 896,8
ТП-2 1 556,7 335,2 1000 576,7 435,2 722,5
ТП-3 2 1412,4 1001,9 1600 1444,4 1161,9 1853,7
ТП-4 2 971,6 665,2 1000 991,6 765,2 1252,5
ТП-5 1 593,4 334,2 1000 613,4 434,2 751,5
ТП-6 1 723,9 495,8 1000 743,9 595,8 953,1
ТП-7 1 582,4 465 1000 602,4 565,0 825,9
ТП-8 2 744,8 530,3 1000 764,8 630,3 991,1
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 41,8
Fек 29,9мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП2) 29,9 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ(3×35), що має переріз 16
мм2, Іном.каб=75 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [12]
Iр.Л IдопК1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
2 41,8 115 1,04 0,87 1,25 130,1А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2 К3
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
2 41,7 115 1,05 0,9 1,25 135,9 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 1.5 для відповідної кабельної лінії.
Для лінії ГПП–ТП2
Рм10 556,7
сosφ 0,77 ,
Sл 722,5
Q 335,2
sinφ м10 0,47
Sл 722,5
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 41,8 0,17 (2,4 0,77 0,084 0,47) 27,7 В.
Таким чином, умова виконується, так як
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U 10,3 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , І , А Прийнята F ,
доп 2 Марка кабелю
кабелю м кВА А мм2 мм
ГПП-ТП1 310 896,8 51,8 37 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 170 722,5 41,8 29,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 25 1853,7 107,2 76,6 205 95 АСБГ(3×95)
ГПП-ТП4 240 1252,5 72,4 51,7 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП5 280 751,5 43,4 31 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 190 953,1 55,1 39,4 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП7 90 825,9 47,7 34,1 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП8 150 991,1 57,3 40,9 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-БСК10 10 1350 78 55,7 140 35 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2.
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Sк.з. 110 кВ.
ПЛ
К1
Хс
Хпл
ТР
Rпл
К1
Хтр
К3 К2 К4 К2
К5
Л1 Л2 Л3 Хл3 Хл1 Хл2
Rл3 Rл1 Rл2
К3 К4 К5
ТП-3 ТП-4 ТП-5
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема Рисунок 6.2 - Схема заміщення для
розрахунку КЗ розрахунку струмів КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [15, 16]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1000 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=50 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА, Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б ,
3 Uб
100
Iб1 0,5 кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Х б
*с ,
Sк.з.
100
Х с 0,1 .
1000
– повітряної лінії 110, кВ
S
R пл r б
0л lл ,
U2
б1
100
R пл 0,38 50 0,144;
1152
S
X б
пл x 0л lл ,
U2
б1
100
Хпл 0,06 50 0,023.
1152
– трансформатора ГПП
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U S
Х кз б
тр ,.
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) ,
Х 2
сум(К1) R 2
сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,65кА;
0,1232 0,1442
Хсум(К1) Хс Хпл ,
Хсум(К1) 0,1 0,023 0,123;
R сум(К1) R пл ,
R сум(К1) 0,144
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ;
де куд – ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) ,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
0,144
3,14( )
к уд(К1) 1 2,718 0,123 1,05.
і уд(К1) 2 2,65 1,05 3,89кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,06 кА.
1,7892 0,1442
Хсум(К2) Хс Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,1 0,0231,66 1,789 ;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,144
Ударний струм короткого замикання в точці К2 визначаємо за виразом:
і уд(К2) 2 Ікз(К2) к уд(К2) ;
і уд(К2) 2 3,06 1 4,3кА.
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К2)
уд(К2) ,
0,144
3,14( )
к 1 2,718 1,789
уд(К2) 1.
В точці К3
І
І б2
кз(К3)
Х 2 R 2
сум(К3) сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 1,74 кА.
1,8732 2,542
Хсум(К3) Хс Хпл Х тр Хл1 ,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Хсум(К3) 0,1 0,0231,66 0,084 1,873;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,144 2,4 2,54
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
і уд(К3) 2 Ікз(К3) к уд(К3) ;
і уд(К3) 2 1,74 1,06 2,58кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к уд(К3) 1 е сум(К3) ,
2,54
3,14( )
к 1 2,718 1,873
уд(К3) 1,06.
В точці К4
І
Ікз(К4)
б2 ,
Х 2 R 2
сум(К4) сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 2,85кА.
1,8532 0,5492
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Хл2 ,
Хсум(К4) 0,1 0,0231,66 0,064 1,853;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,144 0,405 0,549
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
і уд(К4) 2 Ікз(К4) к уд(К4) ;
і уд(К4) 2 2,85 1,01 4,03кА.
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к уд(К4) 1 е сум(К4) ,
0,549
3,14( )
к уд(К4) 1 2,718 1,853 1,01
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
В точці К5
І
І б2
кз(К5) ,
Х 2 2
сум(К5) R сум(К5)
5,5
Ікз(К5) 2,66 кА.
1,8552 0,9132
Хсум(К5) Хс Хпл Х тр Хл3 ,
Хсум(К5) 0,1 0,0231,66 0,066 1,855;
R сум(К5) R пл R л3 ,
R сум(К5) 0,144 0,769 0,913
Ударний струм короткого замикання в точці К5 визначаємо за виразом:
і уд(К5) 2 Ікз(К5) к уд(К5) ;
і уд(К5) 2 2,66 1,02 3,8 кА.
Rсум(К5)
3,14( )
Х
к уд(К5) 1 е сум(К5) ,
0,913
3,14( )
к 1 2,718 1,855
уд(К5) 1,02.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хк,в.о. Rк,в.о. Zк,в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,123 0,144 0,19 2,65 3,89
К2 1,789 0,144 1,8 3,06 4,3
К3 1,873 2,544 3,16 1,74 2,58
К4 1,853 0,549 1,93 2,85 4,03
К5 1,855 0,913 2,07 2,66 3,8
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
х л0 n xпл, (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,023 0,08 .
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку однофазного
КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S1
к k S3
к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1000 1500 кВА
Струм однофазного к.з, на шинах підстанції визначаємо виразом:
1
I 1
S
к
kc ,
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах підстанції, U1=110 кВ.
1 1500
Ikc 7,9 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( x co у відносних одиницях)
визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
;
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х со б х с1 х
(1) с2 ,
Ікс
де хс1, х с2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
х с1 х с2 х с .
3 1 5,5
х со 0,144 0,144 1,89 Ом
7,9
Згідно з рисунком 1.3 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з., як паралельне з’єднання двох гілок
хо х со х ло х тр1о х тр2о
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
х 0 1,2
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Струм однофазного к.з., у віддаленій точці визначаємо за виразом
1 3 1 I
І б
kA1 кА;
х рез1 х рез2 х о
х рез1 х рез2 х с1 х л1 0,114 0,023 0,136 Ом
(1) 3 1 5,5
ІkА1 11,1 кА .
0,123 0,123 1,2
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки ВГТ-110ІІ* 40/2500У1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=43,1 А Iн=2500 А
іуд =3,89 кА Iм.м.ск.= 102 кА
Іnt =2,65 кА Iвідкл. =40 кА
Вк І2
t t ф 3,892 0,035 0,529 Вк Іm t m 102 0,035 3,57
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [17].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані роз’єднувача
марки РГН-110/1000 УХЛ1
Uн=110 кВ Uн=110 кВ
Iмах=43,1 А Iн=1000 А
іуд =3,89 кА Iед.ст.= 80 кА
Іnt =2,565 кА It.cт. =31,5 кА
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [18].
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A [8].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
S
розр
Імах(ввід) ,
3 10,5
8193,2
Імах(ввід) 451 А.
3 10,5
де Imax(ввід) – розрахунковий струм ввідного вимикача, А;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=451 А Iн=1000 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,06 кА Iвідкл. =20 кА
Вк І2
t t 2
ф 4,3 0,12 2,2 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
0,5 Sрозр
Імах(секційний) ,
3 10,5
0,5 8193,2
Імах(секційний) 225,5 А.
3 10,5
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10M-630A з вбудованим електромагнітним
приводом [8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані вимикача
марки NEO ВВ/N10M-630A
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(секційний)=225,5 А Iн=630 А
іуд =4,3 кА Iм.м.ск.= 52 кА
Іnt =3,06 кА Iвідкл. =20 кА
В І2 2
к t t ф 4,3 0,12 2,2 Вк Іm t m 52 0,12 6,24
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ТШЛП-10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані навантаження Каталожні дані до
трансформатора струму марки
ТШЛП-10К; (500/5)
Uн=10 кВ Uн=10 кВ
Iмах(ввід)=451 А Iн=500 А
іуд =4,3 кА ід= 70 кА
В 2
к І t t ф 4,32 0,12 2,2 В 2
к І t t т.с. 70 1 70
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣSприл
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S2 Н I2 (r
r 2 Н прил rк )
пров , (7.2)
I2
2 Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
lp ρFпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6.
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
СЛ -
Лічильник 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
7000
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за співвідношенням [20]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,12=0,2 с.
У такому разі
2580 0,2
Fmin 13,9 мм2.
83
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП2), що має переріз F=35
мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії ударних
струмів к.з.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проектуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та
багато інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою
найбільш доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема
може виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проектування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [4, 5].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проектування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, 82ино проводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [5].
Світлотехнічна частина проекту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проектуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
Штучне освітлення проектується двох видів: загальне і комбіноване, коли
до загального додається місцеве освітлення робочих місць. Якість і
економічність освітлювальних установок залежить від правильності вибору
системи освітлення.
Систему загального освітлення застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники
загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від
нормованої для комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки
місцевого освітлення нормами заборонено.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і тощо).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де к з – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [4];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h– відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по
нормам освітленості [22] визначаємо освітленість системи загального
освітлення цеху Ен 200 лк.
Кз Еmin SzFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [23];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [9] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 1 5,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
42 72
N 89,8 90 шт.
5,82
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [22], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
42 72
і 4,5
5,8 (42 72)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 200 3024 1,1
Ф 16201,6 лм.
90 0,73
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ЛСП-04 з чотирма лампами типу ЛД, Рл=0,065 кВт, що має
світловий потік Фл=4000 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=4000 лм
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Fcв Fр 16201,616000
% 100% 100% 0,13%,
F 16000 (8.9)
р
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛТБ-65в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 87ино проводів87х8787 і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В із заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
і особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись
напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
простоту і зручність експлуатації;
економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛД кдод = 1,12 [18].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ (4 ∙ 0,065) = 23,4 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мережвизначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� 3 ∙ �� ∙ cos ��
л ∙ cos �� ф
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
cos �� = 0,9.
23,4 ∙ 10
��роз = = 39,5 А.
√3 ∙ 380 ∙ 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний метод
розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ ЕN 50160:2014 напруга в найбільш віддалених
лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також
прожекторних установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча
97,5%Uном, а в найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього
освітлення, виконаного світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12…42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не повинна
перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга неробочого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 5,5
�� = = 0,55 %;
1000
�� = 5,5 − 0,55 = 5,4 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (0,55 ∙ 0,9 +5,4 ∙ 0,44) = 2,9 %;
∆��м = 105 − 2,9 − 97,5 = 4,6 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18, ст. 40 таблиця 14];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
�� – потужність лінії.
Рисунок 4.1 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и
шині для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
– за їх пропускною спроможністю та умовами захисту;
– за втратами напруги;
– за термічною стійкістю до струмів КЗ;
– механічну міцність;
– за умовою виникнення корони.
Необхідно оцінити вплив і врахування цих факторів при виборі
перерізу для кабельних і повітряних ліній, так як перелічені фактори по -
різному впливають залежно від номінальної напруги, конструктивного
виконання (кабель, шинопровід), призначення мережі (силова, рухливих ЕП,
освітлювальна тощо). Тому рішення слід приймати для кожного конкретного
випадку на підставі вимог і довідкових даних ПУЕ та інших нормативних
документів.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту
Провідники будь-якого призначення повинні задовольняти вимогам щодо
гранично допустимого нагріву з врахуванням не тільки нормальних, а й
післяаварійних режимів, режимів в період ремонту і можливих
нерівномірностей розподілу струмів між лініями, секціями шин тощо. При
перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму, найбільший з
середніх півгодинних струмів даного елемента мережі.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Qтр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I роз
pоз = (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму
третьої гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення
струму промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК 60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт
може бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
Ір ; (8.22)
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції,
1000 0,62
Ір 1033,4 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [21]в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥Ін.т.рІн.т.р>1,1.Ір
1600 ≥1250, 1250>1,1. 1033,4=1136,7.
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА88-43, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1600 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо автоматичний вимикач такого ж параметру як і ввідний , що також
встановлений в шафі типу ЩО70-22; Uн =0,4 кВ; Iн=1600 A.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [1] виконуємо за умови
Ід.д>І .
р кз
1250>1033,4.1.
де кз – коефіцієнт запасу для шин 0,4 кВ дорівнює кз =1;
Ід.д – довго тривало допустимий струм на шинах 0,4 кВ, А;
Приймаємо шинопровід типу ШМА-4; Ід.д=1250 А; Uн =0,4 кВ.
Вибір струмоведучих частин. Основним завданням розрахунку цехових
електричних мереж є вибір перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
апаратів згідно ПУЕ (розділ 2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
І Н
р , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір К у.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [1,7] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ІН.ДОП.Л Іmax1,25 Ip.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
I , I
Назва споживача р макс., Iдоп.кабелю,
Марка
А А А
1 2 3 4 5
Компресор 60,8 76,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Насос охолодження компресорів 5,4 6,8 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 65,7 82,1 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Вентилятор витяжний 13,6 17 19 АВВГ(4×2,5)
Насос гарячої води 51,3 64,1 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Насос перемішування каучуку 9 11,2 19 АВВГ(4×2,5)
Конвеєр 101,4 126,8 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Аерозольно-омиваюча установка 18,3 22,9 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Опрокидувач форм 12,9 16,2 19 АВВГ(4×2,5)
Гідравлічний стіл 10,3 12,9 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат обертових щіток 1,9 2,4 19 АВВГ(4×2,5)
Верстат знімання камер 4,2 5,3 19 АВВГ(4×2,5)
Миюча машина 97,1 121,4 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Щиток освітлення ЩО 39,5 49,3 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Конденсаторна установка 228 285 305 АВВГ(3×150)+(1×70)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.4.
Рисунок 8.4 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U1 E
m ΔU
тр Uм ΔUсп 5,
i1
де Еm - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр - втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
δ U1 15 4,29 23,3 5 17,5 5,
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора,
кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
U a кз - активна складова напруги к.з. трансформатора, %;
Sн.тр
Up U2
кз U2
a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
1521,1
ΔU тр (1,22 0,95 5,4 0,31) 4,29 В.
1000
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [11].
δ U 2 15 0,3 (4,29 23,3) 5 1,72 5% .
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора буде відображатися, в
вигляді підвищення напруги, на зміні величини потенціалу напруги у
найвіддаленішого споживача.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф та інш.).
Низьковольтна комплектна установка (НКУ) – сукупність апаратів
напругою до 1,0 кВ змінного струму і до 1,5 кВ постійного струму, пристроїв
керування, вимірювання, сигналізації, захисту, регулювання з усіма
внутрішніми електричними і механічними з’єднаннями, змонтованих на єдиній
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.27)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввіднихкабелів РП
Найменування РП Ір.РП , А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
Розподільчий пункт РП-1 185,8 232,2 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-2 332,2 451,2 480 2АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-3 54 67,5 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Розподільчий пункт РП-4 187,7 234,6 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-5 187,7 234,6 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Розподільчий пункт РП-6 187,7 234,6 240 АВВГ(3×95)+(1×50)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом [24] та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.5.
Розрахунок виконуємо, згідно ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), методом
іменованих одиниць. При розрахунках струмів короткого замикання мережі 04
кВ., враховуємо всі активні і реактивні елементи мереж, включаючи опори
трансформаторів струму, автоматичних вимикачів, перехідних опорів
контактних з`єднань.
Розрахункова схема і схема заміщення для розрахунків струму к.з.,
приведена на рисунку 8.5.
K2
rтр rпр
Q
FU хтр хав
rав rав
T
хав хш
SF
rтс rш
T1
K1 хтс хав
rш rав
хш хл
K2
rпр rл
K1
Рисунок 8.5 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Величину струму к.з, визначаємо за виразом
U
І(3)
к.з.
0 ,
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05.Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
Для визначення трьохфазного струму к.з в першій контрольній точці (К1),
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
спочатку визначимо опори елементів її схеми заміщення, згідно рисунку 8.5.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 103
rтр к.з ,
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт
12,2 103
rтр 0,0018 .
3 1521,1
Ін.тр – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А;
S
н.тр
Ін.тр 103 ,
3 U н
1000
І 3
н.тр 10 1521,1 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U U2 103
z к.з. н
тр ,
100 Sн.тр
5,5 3802 103
z тр 0,0079 .
100 1000
Індуктивна складова опору трансформатора хтр Ом
х 2
тр z тр r 2
тр ,
х тр 0,00792 0,00182 0,0077.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
n 2 m
Z
(К1) ri x i ,
i1 i1
Z(К1) rтр rав rтс rш r 2пр х 2
тр х ав х тс х ш ,
0,0018 0,00014 0,00002 0,00003 0,000082
Z(К1) 0,008.
0,0077 0,00008 0,00002 0,0000142
Величину струму к.з., в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І (3) U0
к.з.(К1) ,
3 Z
де U .
0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В, U0=1,05 Uн;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 28,4 кА.
3 0,008
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z r r r 2 2
(К2) (К1) ш ав rл rав rпр х (К1) х ш х ав х л х ав ,
0,00203 0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,000082
Z(К2) 0,01
0,0078 0,00013 0,00025 0,0000306 0,000652
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
lл 103
rл ,
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 .
32 70
х л l л х 0 ,
х л 0,005 0,0000057 0,00000029.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
І (3) U0 (3) 399
к.з.(К2) , І
к.з.(2) 22,8 кА.
3 Z (К2) 3 0,01
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та
електромагнітного розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, І .
п=(5-7 Ір), А.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, струм
електромагнітного розчіплювача в залежності від характеристики (С, В чи
D)виконується співвідношення:
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Ін.е.р (3...5) Ін.т.р; Ін.е.р (5...10) Ін.т.р або Ін.е.р (10...14) Ін.т.р;
Керуючись вказаними вище критеріями, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І , 1,1. І Тип І , І , І ,
Найменування обладнання р р н н.т.р н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Компресор 60,8 66,9 ВА47-100 100 80 1000
Насос охолодження компресорів 5,4 6 ВА47-29 63 6 500
Вентилятор приточний 65,7 72,3 ВА47-100 100 80 1000
Вентилятор витяжний 13,6 14,9 ВА47-29 63 16 500
Насос гарячої води 51,3 56,4 ВА47-29 63 63 500
Насос перемішування каучуку 9 9,9 ВА47-29 63 10 500
Конвеєр 101,4 111,6 ВА88-32 125 125 1250
Аерозольно-омиваюча установка 18,3 20,2 ВА47-29 63 25 500
Опрокидувач форм 12,9 14,2 ВА47-29 63 16 500
Гідравлічний стіл 10,3 11,4 ВА47-29 63 13 500
Верстат обертових щіток 1,9 2,1 ВА47-29 63 2,5 500
Верстат знімання камер 4,2 4,7 ВА47-29 63 6 500
Миюча машина 97,1 106,8 ВА88-32 125 125 1250
Щиток освітлення ЩО 39,5 43,5 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 185,8 204,4 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 332,2 365,4 ВА88-37 400 400 4000
Розподільчий пункт РП-3 54 59,4 ВА47-29 63 63 500
Розподільчий пункт РП-4 187,7 206,5 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-5 187,7 206,5 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-6 187,7 206,5 ВА88-35 250 250 2500
Конденсаторна установка 228 250 ВА88-35 250 250 2500
Вибрані, згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.37)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=101,4 А, Ідоп.л=125 А, Ізах=125
А.
1 ∙ 125 ≥ 1 ∙ 125 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
В режимі максимальних навантажень напруга на затискачах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95.Uн. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах 0,4 кВ ТП не повинна
перевищувати 5 % номінальної напруги, тобто δ.U1≤ 5%.
За максимальні, беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні - 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
m
δ U
1 Em ΔU тр Uм ΔU
сп 5,
i1
де Еm - величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
ΔUтр - втрата напруги в трансформаторі, %;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
Uм - сумарна втрата напруги в лініях до споживача, %;
i1
n- кількість послідовних магістралей до споживача;
ΔUсп - втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
-5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
δ U1 15 4,29 23,3 5 17,5 5,
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU м
тр (U a cos φ U p sin φ),
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВА;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
U кз
a - активна складова напруги к.з. трансформатора, %;
Sн.тр
Up U2
кз U2
a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
1521,1
ΔU тр (1,22 0,95 5,4 0,31) 4,29 В.
1000
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em к з (ΔU тр ΔUм ) ΔUcп 5% .
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги згідно [11].
δ U 2 15 0,3 (4,29 23,3) 5 1,72 5%
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора буде відображатися, в
вигляді підвищення напруги, на зміні величини потенціалу напруги у
найвіддаленішого споживача.
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.6 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.6 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ "Енергомонтаж ЛВ" [19].
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ–1000/10/0,4 УЗ
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформаторів 1000 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–1000/10/0,4–04 У3:
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна може
бути виконана як однорядною, так і дворядною. З врахуванням особливостей
цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМ
приведено на рисунку 8.7.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 1000
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Таблиця 8.5 – Класифікація виконання КТПЦ-1000/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.7 – Загальний вид трансформатора серії ТМ
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
ізоляцію;
верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження NEO BB/N10M-
630A призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму
з ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
вимикачем вакуумним типу NEO BB/N10M-630A;
роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УК4-
0,38-60 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання коефіцієнта
потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і розподільчих
мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки забезпечуються заданий
cos �� в періоди максимальних та мінімальних навантажень, а також
виключають можливість виникнення режиму генерування реактивної
потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ – Система автоматичного пристрою
визначення в’язкості рідкого каучука
9.1 Поняття в'язкості, класифікація методів її вимірювання
В'язкістю (внутрішнім тертям) називається властивість текучих тіл (рідин і
газів) чинити опір переміщенню одній їх частини щодо іншої.
Основний закон в'язкої течії був встановлений І.Ньютоном (1687):
υ υ
F η 2 1 S ,
z2 z1
де F – тангенціальна (дотична) сила, що викликає зрушення шарів рідини
(газу) один щодо одного;
S – площа шару по якому відбувається зрушення;
υ2 υ1 - швидкість зрушення (швидкість зміни швидкості від шару до
z2 z1
шару).
Коефіцієнт пропорційності називається коефіцієнтом динамічної
в'язкості і кількісно характеризує опір рідині (газу) зсуву її шарів. Величина,
зворотна в'язкості, – текучість: j = h-1. Індекс в'язкості (ІВ) - емпіричне число,
що вказує ступінь зміни у в'язкості масла в межах даного діапазону температур.
Високий ІВ означає відносно невелику зміну в'язкості з температурою, а
низький ІВ означає велику зміну в'язкості з температурою. Більшість
мінеральних речовин мають ІВ між 0 і 110, але ІВ полімермісткого акрилового
наповнювача (multigrage) часто перевищує 110.
Для визначення індексу в'язкості потрібно визначити кінематичну
в'язкість при 40 C і 100 C. Після цього ІВ визначають з таблиць по ASTM D
2270 або ASTM D 39B. Оскільки ІВ визначається з в'язкості при 40 C і 100 C,
він не пов'язаний з низькотемпературною або HTHS в'язкістю. Цих значень
набувають за допомогою CCS, MRV, низькотемпературного віскозиметру
Брукфільда і віскозиметрів високої швидкості зрушення. Стандарт SAE не
використовує ІВ для класифікації моторних масел починаючи з 1967, тому що
цей термін технічно застарілий. Проте, методика Американського нафтового
інституту API 1509 описує систему класифікації основних масел,
використовуючи ІВ як один з декількох параметрів, щоб забезпечити принципи
взаємозамінності масел і універсалізацію шкали в'язкості.
Віскозиметри можна класифікувати по трьом головним типам:
1. Капілярні віскозиметри вимірюють витрату фіксованого об'єму рідини
через малий отвір при контрольованій температурі. Швидкість зрушення можна
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зміряти приблизно від нуля до 106 с-1, заміряючи капілярний діаметр і
прикладений тиск. Типи капілярних віскозиметрів і їх режими роботи:
- скляний капілярний віскозиметр (ASTM D 445) - рідина проходить через
отвір встановленого діаметру під впливом сили тяжіння. Швидкість зрушення -
менше 10 с-1. Кінематична в'язкість всіх технічних, промислових, харчових і
автомобільних масел вимірюється капілярними віскозиметрами.
- капілярний віскозиметр високого тиску (ASTM D 4624 і D 5481) —
фіксований об'єм рідини видавлюється через скляний капіляр під дією
прикладеного тиску газу. Може бути змінена швидкість зрушення до 106 с-1. Ця
методика зазвичай використовується, щоб моделювати в'язкість моторних
масел в робочих корінних підшипниках. Ця в'язкість називається в'язкістю при
високій температурі і високому зрушенні (HTHS) і вимірюється при 150 C і 106
с-1. HTHS в'язкість вимірюється також імітатором конічного підшипника,
ASTM D 4683.
2. Ротаційні віскозиметри використовують для вимірювання опори рідині
течії (момент, що обертає) на валу, що обертається. До ротаційних
віскозиметрів відносяться імітатор холодної прокрутки двигуна (CCS),
мініротаційний віскозиметр (MRV), віскозиметр Брукфільда і імітатор
конічного підшипника (TBS). Швидкість зрушення може бути змінена за
рахунок зміни габаритів ротора, зазору між ротором і стінкою статора і частоти
обертання.
Імітатор холодної прокрутки (ASTM D 5293) — CCS вимірює в'язкість в
діапазоні від 500 до 200000 сПз. Швидкість зрушення 104…105 c-1. Нормальний
діапазон робочої температури - від 0 до -40 C.
Мініроторний віскозиметр (ASTM D 4684) - тест MRV, який пов'язаний з
механізмом прокачуваності рідини, проводить вимірювання при низькій
швидкості зрушення. Головна особливість методу – повільна швидкість
охолоджування середовища, яке готується так, щоб мати певну теплову
передісторію, яка включає нагрівання, повільне охолоджування, і цикли
просочення. MRV вимірює залишкову напругу, що здається, більше чим
порогове значення, указує на потенційну проблему відмови прокачування,
пов'язану з проникненням повітря. За допомогою цього методу вимірюють
в'язкість при швидкостях зрушення від 1 до 50 c-1.
3. Віскозиметр Брукфільда - визначає в'язкість в широких межах (від 1 до
105 Пуаз) при низькій швидкості зрушення (до 102 c-1). Віскозиметр Брукфільда
(наприклад, ASTM D 2983) використовується, перш за все, для визначення
низькотемпературної в'язкості автомобільних трансмісійних масел, масел для
автоматичних трансмісій гідравлічних і тракторних масел. Температура
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
випробувань знаходиться в діапазоні від -5 до -40 C.
Метод сканування Брукфільда вимірює в'язкість по Брукфільду, при
охолоджуванні з постійною швидкістю 1 C/год. Подібно MRV, метод ASTM D
5133 призначений для визначення прокачуваності рідини при низьких
температурах. За допомогою цього випробування визначається точка
структуроутворення, визначена як температура, при якій зразок досягає
в'язкості 30000 сПуаз. Визначається також індекс (показник)
структуроутворення як найбільша швидкість збільшення в'язкості від -5 C до
найнижчої випробувальної температури. Цей метод знаходить застосування для
моторних масел згідно стандарту ILSAC GF-2.
В нашому випадку найбільш доцільно буде підходити Капілярний
віскозиметр, що вимірює витрату фіксованого об'єму рідини через малий отвір
при контрольованій температурі. Імітатор конічного підшипника (ASTM D
4683) — ця методика дозволяє вимірювати в'язкість рідини при високій
температурі і високій швидкості зрушення. Дуже високі швидкості зрушення
виходять за рахунок надзвичайного малого зазору між ротором і стінкою
статора.
9.2. Розробка системи контролю та діагностування в‘язкості рідкого
каучуку
Загальна технічна характеристика системи контролю та діагностування,
що розробляється. Технологія вимірювання, вживана в цьому приладі,
заснована на простій і надійній електромагнітній концепції. Два датчики
в'язкості і розроблена електронна схему аналізує час проходження сигналу з
датчиків для вимірювання абсолютної в'язкості. Датчики розташовані в
нагнітаючому трубопроводі за насосом високого тиску. Контролюємо маса
закачується крізь трубку внутрішнім діаметром 18 мм Система вимірює
в'язкість з компенсацією температури.
Опис схеми віскозиметру. Віскозиметр складається з блоку електроніки і
датчика в'язкості:
1) Блок електроніки (модель BCC-324 Visco Pro 2000) в корпусі
стаціонарного виконання. Забезпечений цифровим дисплеєм для відображення
вимірюваних величин, а також має стандартний аналоговий вихід 4-20 мА.
Аналого-цифровий перетворювач (АЦП) КР572ПВ2А дозволяє проводити
реєстрацію даних, автоматичне калібрування системи.
2) Датчик в'язкості SPL440, підєднується до стаціонарного насосу
високого тиску.. Обидва кінці поєднуються з патрубками HIP HF4 з
різьбленням 9/16-28. Рекомендовані швидкості потоків 0…0,5 м/сек. SPL440
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
розрахований на безперервну роботу при тиску до 1240 Н/см2 і випробуваний
статичним тиском до 1500 Н/см2.
Технічні характеристики датчика в'язкості марки SPL440 приведені в
таблиці 9.1.
Таблиця 9.1. Технічні характеристики датчика в'язкості SPL440
Характеристика Значення
Повний діапазон вимірювань від 0,2 до 10000 сПз
0,2-2 сПз, 0,25-5 сПз, 0,5-10 сПз, 1-20 сПз, 2,5-50 сПз,
Діапазони вимірюваної
5-100 сПз, 10-200 сПз, 25-500 сПз, 50-1000 сПз,
в'язкості
100-2000 сПз, 250-5000 сПз, 500-10000 сПз
Точність ±1,0% повної шкали
Відтворюваність ±0,8% свідчення
Максимальний розмір
25-360 мікрон
частинок
Максимальна робоча
190 °C
температура
Максимальний робочий тиск 1240 Н/см2
Вихідний сигнал аналоговий, 4-20 мА
Функціональна блок-схема віскозиметру. Функціональна блок-схема
віскозиметру, який призначений для контролю та діагностування в‘язкості
рідкого каучуку, наведена на рисунку 9.1.
8 B
A4
Стабілізатор напруги
+5 B -9 B
A5 DD3 8 B
+5 B A7
A1
-2,732 B
Блок датчиків в'язкості Блок силових ключів А Ц П Блок зразкової напруги
A2 A6
Мультівібратор Блок індикації
Рисунок 9.1 – Функціональна блок-схема віскозиметру
Блок живлення А3 разом зі стабілізатором напруги А4 призначені для
перетворення змінної мережної напруги 220 В у постійну напругу +5/8/-9 В
для живлення різноманітних блоків та елементів пристрою.
В блоку зразкової напруги А7 відбувається генерація високо стабілізованої
напруги -2,732 В, що забезпечує підтримання високої точності вимірювання
сигналу, що поступає з датчиків в‘язкості при різних зовнішніх перешкодах
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
(підвищеній температурі та тиску). Блок А1 представляє собою інтегральний
електромагнітний датчик, який дозволяє вимірювати в‘язкість за даними тиску
та температури зовнішнього середовища та перетворювати значення в‘язкості у
аналоговий сигнал, який, паралельно, через мультивібратор (блок А2) та через
блок силових інтегральних ключів А5 передається на блок аналого-цифрового
перетворювача (АЦП) DD3, роль якого грає мікросхема КР572ПВ2А. Даний
АЦП здійснює перетворення інформації про в‘язкість і кодує її у десятковий
вигляд.
Опис електричної принципової схеми і принцип роботи віскозиметру.
Прилад, що розробляється, має два датчики в'язкості, що перемикаються, і
дозволяє по черзі контролювати в'язкість рідкого середовища за нагнітаючім
насосом високого тиску чи в еталонному барботері. Віскозиметр (рисунок 9.2)
виконаний на базі аналого-цифрового перетворювача (АЦП) КР572ПВ2А - DD3
[5].
A1 A5 A6.1 A6.2
+
С1 p,t DA1
DD2.1 DD2.2 DD3
2 11 R7 1 HG2
0B A/#
1 10 9 c a 7
13 12 С4
HG1 32 1
-3B 5 d 8
f
g b
20
9 1 g 3 e 11
d 19 1 e c
d 12
12 a c a
g R18
33 10 13
13 f b Cобр b
R8 b g
11
c e c С5
d 34
С2 DA2 p,t 3 Собр
R3 f
2 h
a
DD2.3 DD2.4 6 14 ZQ1
e
3 8 R9
4 9
R1 5 6
2 HG3
31
+Uвх 23 14
a 2 a
A7 18 13 a
b b
24 11 f
c c g b
15 9
d d e c
R2 16 6 d
e e
17 3
f f
22 12
g g
R10 R13
A2
DD1.3 DD1.4 3
DD1.1 DD1.2 out
1
SB1 5 & 1 & GND DA5
13 & 8 &
4 3
11 10 in
6 2 2 HG4
12 9 С11 R14 3
12 2 14
a a
11
b 13 a
b
R11 10 f b
c 11 c g
9 9
d d e c
R15 14 6 d
e e
R4 С3 VD1 36 13 3 h
+Uобр f f
25 12
g g
38
-Uобр 8
h
30
-Uвх
С12 R19
38
R5 R6 Сr
40
RCr
R16
39
Rr
A3 A4 4 HG5
Тр1 5 2 14
a a
R12 4 13 a
b b
220 B 8 B + 3 11 f b
FU1 С7 1 С8 С13 c c g
2 9
GND 27 d d e c
2 in out 3 Cж 8 6 d
e e
6 3
f f
+ VD2 DA3 R17
28 7 12
С6 Rж g g
29
Сак
+ С15
С9 С10 С14
VD3 26
1 -9В
2 GND
in out 3 21 -5В
VD4 DA4
Рисунок 9.2 – Принципова електрична схема віскозиметру
Світлодіодні індикатори дають можливість контролювати і порівнювати
це значення в’язкості з еталонним.
Датчики в'язкості - спеціально призначені для цієї мети SPL440 - DA1,
DA2 [6]. Ці датчики можуть розглядатися як стабілітрони з малим
диференціальним опором (менше 1 Ом) і напругою стабілізації, пропорційною
динамічній в'язкості. Робочий струм через них (4-20 мА) визначається
резисторами R1 і R2.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Датчики вибираються ключами на елементах DD2.1 і DD2.3, якими
управляють мультивібратор на мікросхемі DD1 і перемикач SA1. У положенні
"П" (перевірка) цього перемикача на вході елементу DD1.1 присутній низький
логічний рівень, на виході елементу DD1.3 - високий. Останній відкриває ключ
DD2.3, і на вхід 31 АЦП DD3 поступає сигнал з датчика в'язкості DA2. В цьому
випадку датчик відображає в'язкість робочої рідини в ємкості. Високий
логічний рівень з виходу елементу DD1.3 відкриває також ключ DD2.4 і
напруга, що поступає на виводи 2 і 6 індикатора HG1, запалює його сегменти
«а» і «е». Разом з постійно включеними сегментами «b», «с» і «f» вони
висвічують на індикаторі букву «П» (перевірка). Якщо перемикач SA1
знаходиться в положенні «У» (установка еталону), відкриті ключі на елементах
DD2.1, DD2.2 і напруга на АЦП подається з датчика DA1, встановленого в
еталонному барбатері. На індикаторі HG1 висвічується при цьому буква «У».
Для юстирування свідчень віскозиметру, на вхід АЦП слід подати сигнал,
рівень якого був би рівний різниці напруги на датчику і зразкової напруги 2,732
В [6]. Ця напруга повинна підтримуватися з високою стабільністю, а
температурний коефіцієнт напруги (ТКН) вбудованого в мікросхему
КР572ПВ2А джерела дуже великий. З цієї причини в описуваному приладі як
джерело зразкової напруги використовується мікросхема DA5 КР142ЕН19 [5],
що володіє досить малим ТКН. Ця мікросхема виконує функції регульованого
прецизійного стабілітрона. Необхідна напруга 2,762 В встановлюється
підстроєчним резистором R10, а робочий струм через мікросхему і дільника
R10-R11 (близько 6 мА) задається резистором R12. Максимальній вимірюваній
в'язкості 100 Пз відповідає напруга між входами «+Uвх» (вив.31) і «-Uвх»
(вив.30) АЦП DD3, дорівнює 1 В. А щоб на індикаторах HG2-HG5
висвічувалися при цьому знаки 100,0 на входи «+Uoбp» (вив.36) і «-Uoбp»
(вив.35) АЦП DD3 необхідно подати зразкову напругу 1 В. Воно знімається з
движка підстроєчного резистора R14.
Частота роботи генератора АЦП 50 кГц вибрана із стандартного ряду [5] і
задана елементами С12 і R16. Номінали елементів інтегратора R17 і С13 і
конденсатора автокорекції нуля С14 відповідають приведеній частоті
генератора і величині зразкової напруги 1 В. Конденсатори С1 і С2 захищають
датчики від наведень, а С4 виключає генерацію внутрішнього джерела опорної
напруги -2,9 В.
Для вказівки знаку відхилення вимірюваної в'язкості від заданого
значення, а при необхідності і першої її цифри «1» встановлений індикатор
HG2. Через його горизонтальний елемент «с» постійно тече струм, заданий
резистором R18. В результаті цей елемент світиться і формує знак "-"
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Полярність напруги, що поступає на входи «+Uвх», і «-Uвх» АЦП, протилежна
звичайній, тому при плюсовому відхиленні в'язкості від еталонного значення на
виході «g» першого розряду АЦП присутній низький логічний рівень, що
включає додатковий два вертикальні елементи «d» і «е» індикатора HG2, які і
формують знак «+». Цифра «1» включається на індикаторі HG2 лише тоді, коли
вимірювана в'язкість рівна або перевищує 100 Пз.
Напруга живлення всього приладу (-9 В) стабілізована стабілізатором на
мікросхемі DA4 [6]. Для живлення індикаторів HG1-HG5 використовується
напруга -5 В сформоване стабілізатором DA3. На рисунку 1.1 вказана напруга
щодо верхнього по схемі дроту живлення.
Регулювання віскозиметру. Помістивши датчик DA1 в еталонну рідину з
відомим значенням в'язкості, підстроєчним резистором R10 потрібно добитися
таких же свідчень на індикаторах, як і при установці перемикача SВ1 в
положення «У» (для еталонної рідини). Далі датчик опускають в ємність з
шпаклівою. Потім підстроєчним резистором R14 необхідно встановити
значення на індикаторах, що відповідають табличним значенням в'язкості для
даного типу герметика для даної температури. На закінчення слід перевести
перемикач SВ1 в положення «П» і відтворювати показання датчика в'язкості
DA2 за еталонними значеннями датчика DA1, для чого, підстроєчним
резистором R3 добитися рівності їх значень. Діапазон вимірюваних значень
в'язкості 5...100 Пз, точність в основному визначається калібруванням,
максимально досяжне значення близько 0,2 Пз.
9.3. Розрахунок параметрів RC-контуру датчика в'язкості SPL440
Керований випрямляч датчика в'язкості марки SPL440 працює на
навантаження. Напруга вентильної обмотки перетворюючого трансформатора
Us=1,9 мВ; індуктивність комутації датчика L=0,2 мГн. Найбільше значення
струму навантаження Id=20 мА. Розрахуємо параметри RC-контуру для захисту
вбудованих в датчик SPL440 тиристорів від комутаційних перенапружень.
Допустима зворотна напруга таких тиристорів Uзв.п = 8 мВ.
1. Розрахуємо максимальну зворотну напругу вбудованого тиристора при
нормальній роботі без урахування перенапружень:
U зв 2 3 Us ,
де Us - напруга вентильної обмотки перетворюючого
трансформатора, Us=1,9 мВ.
U зв 2 3 1,9 4,66 мВ.
2. Знайдемо допустимий коефіцієнт перенапруження:
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U
k зв.п ,
U зв
де Uзв.п - допустима зворотна напруга, що повторюється, Uзв.п = 8 мВ.
8
k 1,71 .
4,66
3. З рисунку 9.4 витікає, що максимальна швидкість зміни струму при комутації
дорівнює:
di 3 2 U
s ,
dt макс 2 L
де Us - напруга вентильної обмотки перетворюючого
трансформатора, Us=1,9 мВ;
L - індуктивність комутації, L=0,2 мГн.
di 3 2 1,9 103
1,226 106 А/с.
dt 3
макс 2 0,2 10
Рисунок 9.4 - Еквівалентна схема контуру комутації перетворювача
датчика SPL440
4. Струм, що протікає через датчик перед комутацією, Id=1 мА. Запасений
заряд визначуваний з рисунку 9.5: Q=55 А.мкс.
5. Знаючи коефіцієнт перенапруження k з довідкових даних [19] знаходимо
найменше необхідне значення ємності, виражене у відносних одиницях, і
діапазон опорів (також у відносних одиницях): С*min=0,78, R*max=2,61,
R*min=5,38.
Рисунок 9.5 - Залежність запасеного заряду від швидкості зміни струму, що
відключається
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6. Знаючи ці параметри обчислюємо розрахункові значення параметрів
елементів контуру комутації:
2Q
C'min C * ,
U min
зв
L'U L'U
R * зв
min R' R * зв
max ,
2Q 2Q
де Uзв - максимальна зворотна напруга датчика, Uзв= 4,66 мВ,
С*min - найменше необхідне значення ємності, С*min=0,78,
L - індуктивність комутації датчика, L=0,2 мГн.
2 55 106
C'min 0,78 18,3 мкФ
4,66
2 0,2 103 4,66 103 2 0,2 103 4,66 103
2,61 R' 5,38 ,
2 55 106 2 55 106
0,34 (Ом) R' 0,7 Ом.
У момент включення тиристора, струм розряду конденсатора С
обмежується тільки опором резистора R, тому доцільно узяти більше значення
опору. Приймаємо: С=С'=20 мкФ і R=R'=0,67 Ом.
7. Мінімальне значення струму розряду конденсатора при включенні
датчика:
U
I Cм 2 3 U s
C min ,
R R
де R - опір датчика, R = 0,67 Ом;
Us - напруга вентильної обмотки перетворюючого трансформатора
датчика,
Us=1,9 мВ.
2 3 1,9 103 4,66 103
IC min 6,95 мА.
0,67 0,67
З [19] витікає, що для датчика в'язкості SPL440 з номінальним струмом 20
мА це значення допустиме.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Визначення економічного ефекту
від впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічний
процес виготовлення камер до гідрофорів
З метою впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в
технологічний процес виготовлення камер до гідрофорів на підприємстві з
виробництва запірно-регулюючої арматури будемо використовувати пристрій
визначення густини каучуку, що дозволяє зменшити загальний час
виготовлення камер до гідрофорів на етапі перемішування каучуку до
однорідної маси. Зазвичай час перемішування каучуку становить 15-16 год, але
як що постійно контролювати цей процес то можливо скорегувари цей час
досить точно, а саме зменшення часу роботи на 6,25%. Визначимо коефіцієнт
завантаженості змішувальних насосів, тобто ΔКВ = К .
В 0,05 = 0,7.0,0625 = 0,043;
номінальна потужність насоса Р = 5,2 кВт; при cos φ = 0,88 (tg = 0,54).
Визначаємо основні електричні характеристики електрообладнання.
Реактивна та повна спожита потужність насосу
Q P tg ;
Q 5,2 0,54 2,8 квар;
S P2 Q2 ;
S 5,22 2,82 5,9 кВА.
Розглянувши попередні розрахунки ми можемо зробити висновок, що
впровадження новітніх енергозберігаючих заходів в технологічний процес
виготовлення камер до гідрофорів на етапі підготовки каучуку дозволить
зменшити потужність живлячого (цехового) трансформатора.
Для приблизного розрахунку економічного ефекту від впровадження
новітніх енергозберігаючих заходів та технологій скористаємося порівняльною
характеристикою, щодо спожитої електроенергії за рік, при роботі
технологічного обладнання в одну зміну при 8-годинному робочому дні п‘ять
днів на тиждень, тобто 2112 годин на рік:
C KВ S Cел t ,
де ΔКВ – зменшення коефіцієнту завантаженості обладнання за
рахунок використання розробленого пристрою; ΔКВ = 0,043;
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Сел – вартість однієї кіловат-години; Сел = 2,99 грн;
S – споживана потужність одним насосом;
S = 5,9 кВА;
t – кількість робочих годин на рік, t = 2112 годин.
С 0,043 5,9 2,99 2112 1602,1 грн. за рік.
Згідно того, що в цеху встановлено шість таких насосів загальна річна
економія буде становити Ср=С.6=1602,1.6=9612,6 грн. за рік
Отже, можна зробити висновок про те, що впровадження новітніх
енергозберігаючих заходів в технологічний процес виготовлення камер до
гідрофорів в цеху, є технічно і економічно вигідним і має економічний ефект:
Ср = 9612,6 грн. за рік.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз небезпек та шкідливостей, що впливають на дослідника
при роботі в електротехнічній лабораторії
В даному розділі кваліфікаційної 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 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.
Проектні 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 ДСанПіН 3.3.2-007-98, 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.
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 21012 63/03-03 ПЗ 1 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
зорієнтовані на захід. Розміри кожного вікна складають 1,23 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 28-33%, 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 становить 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:
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 %.
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 – 15 -16 °С; в теплий
період року – 23 - 24 °С.
2. Вологість повітря: в холодний період року – 40 - 45 %; в теплий період
року – 47 - 50 %.
3. Швидкість руху повітря: в холодний період року – 0,06 - 0,1 м/с; в
теплий період року – 0,07 - 0,1 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. Шум може
послаблювати увагу, посилювати розвиток втоми, сповільнює реакцію людини
на небезпеку. Внаслідок цього знижується працездатність та підвищується
імовірність нещасних випадків.
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 перетином 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,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
живиться напругою 220 В і споживає потужність менше ніж 2800 Вт. Оскільки
ПК та має металевий корпус, то згідно з ДСТУ Б В.2.5-82:2016 «Захисні заходи
електробезпеки в електроустановках будинків і споруд» в приміщенні
передбачена магістраль захисного занулення, яка забезпечує захист людини від
ураження електричним струмом.
З категорією пожежонебезпеки згідно з ДСТУ Б В.1.1-38:2016, дане
приміщення відноситься до типу В (горючі та важкогорючі рідини, тверді
горючі та важкогорючі речовини і матеріали, речовини та матеріали, здатні 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» згідно яких на кожні 20
кв. м площі приміщення повинно припадати два вогнегасника, маса кожного не
повинна перевищувати 20 кг.
Для забезпечення проведення організованої евакуації персоналу у
випадку пожежі в будівлі передбачений план евакуації, розміщений на стіні з
вільним доступом до нього, відповідно до 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.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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.
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,
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 і т. п.),
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. Звязок 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
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 тощо) 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
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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 тощо.
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 акумуляторів. 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.
Оптичний димовий оповіщувач 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
оповіщувач 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 оповіщувача достатнє широко:
у бібліотеках, музеях, лікарнях, готелях, складських приміщеннях, в
комп'ютерних приміщеннях, на об'єктах промислового призначення, в офісах.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
В основі роботи оптичного димового оповіщувача 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 оповіщувач 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 оповіщувач 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.
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
аналізуємому приміщенні пропонується використати сучасну систему
пожежної сигналізації на базі радіоканальної охоронно-пожежної панелі
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
«Контакт GSM-10 A», яка призначена для організації пожежної сигналізації і
автоматики.
Рисунок 11.1 - Радіоканальна охоронно-пожежна панель
«Контакт GSM-10 A»
Контрольна панель «Контакт GSM-10 А» призначена для організації
охорони об'єктів з низьким бюджетом з використанням радіоканальних
датчиків. Основним каналом передачі даних служить мережа GSM. Легкість
налаштування і установки радіоканальних датчиків дозволяє швидко та
недорого взяти об'єкт під охорону. «Контакт GSM-10» призначений для
установки в корпус «Контакт», має вбудований блок живлення, що спрощує
установку на об'єкті.
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики радіоканальної охоронно-пожежної
панелі «Контакт GSM-10 A»
Технічні характеристики Значення
Стандарт GSM 900/1800 МГц
Потужність GSM , що Class 4 (2 Вт 850/900 МГц)
випромінюється Class 1 (1Вт 1800/1900 МГц)
Канали зв’язку в мережі GSM для
передачі повідомлень на станцію GPRS, цифровий канал GSM (CSD)
моніторингу
Канали зв’язку в мережі GSM для
передачі повідомлень на мобільний SMS
телефон
Частотний діапазон радіоканалів 433,075 – 434,775 МГц
Кількість радіоканалів в діапазоні 7
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Потужність радіопередавача не більше 10 мВт
Кількість радіоканальних
до 32
випромінювачів в радіосистемі
Під’єднання провідних шлейфів 1 шлейф «сухі контакти»
сигналізації або 2 резистивних шлейфи
Кількість незалежних розділів
до 6
охорони
Період контролю роботи
4 хв.
сповіщувачів в радіосистемі
Максимальна кількість
16
радіобрелоків
Максимальна кількість
5 реле
радіоканальних реле
Напруга живлення AC 220В 50 Гц
Струм споживання в черговому до 200 мА (при роботі від АКБ
режимі 12В)
Максимальний струм споживання в
до 1 А (в залежності від рівня
режимі передачі повідомлень по
прийому при роботи АКБ 12В)
мережі GSM
Струм зарядки АКБ 0,1 А
Габаритні розміри 160х100х30 мм
Маса 214 г
Діапазон робочих температур від мінус 30 град. до плюс 50 град.
Охоронно-пожежна панель «Контакт GSM-10A» призначена для роботи у
складі радіоканальної системи «Контакт» як приймально-контрольний
пристрій. Зняття/постановка системи під охорону може проводитися з
радіоклавіатури «RKB1» і радіобрелоків «RBR1». Повідомлення про системні
події і тривоги сповіщувачів передаються на станцію моніторингу або на
приватний телефон по мережі GSM. Також можлива віддалена постановка і
зняття панелі розділів з охорони в програмі моніторингу стаціонарних об'єктів
PCN6 або через WEB-інтерфейс для стаціонарних об'єктів.
До панелі може бути підключено 5 бездротових радіоканальних реле
«RCR» з можливістю розширення загального числа керованих виходів до 30.
Завдяки гнучкому налаштуванню реакцій реле на події в системі охоронно-
пожежна панель «Контакт GSM-10A» може додатково керувати джерелами
освітлення, системами опалення, різними генераторами, механічними
приводами і іншими виконавчими пристроями.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
В якості пожежного сповіщувача пропонується використати сповіщувач
пожежний димовий оптико-електронний радіо канальний ИП-212-05 «RSD1».
Рисунок 11.2 - Сповіщувач пожежний димовий оптико-електронний
радіоканальний ИП-212-05 «RSD1»
Сповіщувач призначений для виявлення загорянь, що супроводжуються
появою диму і видачі звукових і світлових сигналів оповіщення про пожежу.
Сповіщувач пожежний димовий оптико-електронний радіоканальний ИП-
212-05 «RSD1» призначений для роботи у складі радіоканальної охоронно-
пожежної системи «Контакт», так і в якості автономного пристрою оповіщення
про задимлення (сповіщувач має світлову і звукову індикацію).
Сповіщувач формує сигнал пожежної тривоги, тест пожежної тривоги,
сигнал про низький заряд елемента живлення і тривогу розкриття корпусу і
передає їх на приймально-контрольний прилад. При роботі спільно з
радіоканальних приймачем «RDK1» при отриманні цих сигналів відбувається
короткочасне (2 сек.) зміна стану виходів приймача. При роботі спільно з
охоронно-пожежними панелями при надходженні сигналу від сповіщувача
панель формує сигнал тривоги.
Технічні характеристики сповіщувача ИП-212-05
- чутливість 0,05 - 0,2 дБ/м;
- інерційність - не більше 5 сек;
- частота каналів зв'язку - 433,075 - 434,775 МГц;
- кількість каналів зв'язку - 7;
- максимальна дальність стійкого зв'язку - до 800 м;
- випромінювана потужність передавача - не більше 10 мВт;
- габаритні розміри - висота - 41 мм; діаметр - 94 мм;
- маса - 118 г;
- діапазон робочих температур - -30...+50 ºС;
- термін служби - не менше 10 років.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проектування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ,
2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Споживачі електричної енергії. Електричне освітлення: навч. посіб. / О. І.
Соловей, А. В. Чернявський, О. О. Ситник, В. Ф. Ткаченко, Г. В. Курбака ;
за ред. Солов’я О. І.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-
т. – Черкаси : ФОП Гордієнко Є.І., 2018. – 132 с.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно доцільних
обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між електричними
мережами електропередавальної організації та споживача.
11. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. /
Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
12. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 «Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств».
13. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
14. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи.
Ніжин: Аспект-Поліграф, 2011. 224 с.
15. Струми короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Ч. 0.
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Обчислення сили струму (ІЕС 60909- 0:2001, IDТ). Видання офіційне. Київ:
Держспоживстандарт України, 2009. 51 с.
16. Методичні рекомендації до підготовки випускної роботи бакалавра для
здобувачів освітнього ступеня бакалавр спеціальності 141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» усіх форм
навчання [Електронний ресурс] / [Упоряд. : Ситник О.О., Яценко І.В.,
Ключка К. М., Самойлик О.В.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ.
технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 98 с.
17. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.
18. Методичні вказівки до виконання розділу «Охорона праці» в дипломних
проектах (випускних роботах) бакалаврів /Укл.: В.І.Биков, О.С.Кожем’якін,
В.Л. Цікановський, С.В.Ротте – Черкаси: ЧДТУ, 2014. – 33 с.
19. Сайт ТОВ «Енергомонтаж ЛВ» [Електронний ресурс]
https://em.co.ua/contact-us/
Арк
ЧДТУ А1 21012 63/03-03 ПЗ 1 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата