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/5708| Title: | Електропостачання підприємства з виготовлення прес-форм для лиття пластику |
| Authors: | Семко, Олександр Вікторович Ільєнко, Іван 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 виготовлення прес-форм для лиття пластику. Було проведено: розрахунок електричних навантажень, вибір схеми живлення підприємства та розрахунок живлячої мережі, вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності, вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання, розрахунок струмів к.з., вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП та високовольтної апаратури, перевірки кабельних ліній, розрахунок системи електропостачання цеху. В індивідуальному завданні розглянуті аспекти впровадження енергозберігаючих технологій в процес електроерозійного полірування форм для лиття пластмас. В економічному розділі пояснювальної записки зроблено розрахунок економічного вибору трансформаторів цеху прес-форм для суднобудівної галузі. В розділі з охорони праці розглянуто можливість модернізації системи водяного опалення проектно-експериментального відділу. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5708 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Ільєнко.pdf Restricted Access | 5.93 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 23353 63/03-03
на тему:
«Електропостачання підприємства з виготовлення
прес-форм для лиття пластику»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Ільєнко Іван Миколайович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Олександр СЕМКО
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Рецензент ____________ Олександр НЕЛІН
(Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших авторів
без відповідних посилань
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)
Черкаси 2025 року
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(повна назва)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва)
Спеціальність: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
ЗАТВЕРДЖУЮ
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
З А В Д А Н Н Я
НА КВАЛІФІКАЦІЙНУ РОБОТУ
Ільєнку Івану Миколайовичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання підприємства з виготовлення прес-форм для лиття
пластику»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Олександр Вікторович, РhD, асистент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
6800,8 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1200 МВА; 5. Розміри цеху –
48×60×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 50 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 1064,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Впровадження
енергозберігаючих технологій в процес електроерозійного полірування форм для лиття
пластмас; 9. Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів цеху
прес-форм для суднобудівної галузі; 10. Охорона праці – Модернізація системи водяного
опалення проектно-експериментального відділу.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Впровадження енергозберігаючих технологій в процес
електроерозійного полірування форм для лиття пластмас
10 Техніко-економічні розрахунки – Економічний вибір трансформаторів цеху прес-форм
для суднобудівної галузі
11 Охорона праці.
5. Перелік графічного матеріалу (з точним зазначенням обов’язкових креслень,
плакатів)
1 Генплан підприємства
2 Однолінійна схема ГПП 110/10 кВ
3 План ГПП 110/10 кВ
4 Однолінійна схема електропостачання цеху
5 План живлячих та розподільчих мереж цеху
6 Однолінійна схема КТП
7 Вид та план КТП 10/0,4 кВ
6. Консультанти розділів кваліфікаційної роботи
Прізвище, ініціали та посада Підпис, дата
Розділ
консультанта завдання видав завдання прийняв
Охорона праці ст. викл. Олексій КОЖЕМ´ЯКІН
7. Дата видачі завдання до кваліфікаційної роботи 06 березня 2025 року
КАЛЕНДАРНИЙ ПЛАН
Строк виконання
№ Назва етапів виконання кваліфікаційної роботи
етапів кваліфікаційної Примітка
з/п
роботи
1 Умови проектування 06.03.25 – 07.03.25
2 Розрахунок електричних навантажень 08.03.25 –12.03.25
Вибір і обґрунтування схеми живлення
3 13.03.25 – 17.03.25
підприємства. Розрахунок живлячої мережі
Вибір трансформаторів і засобів компенсації
4 18.03.25 – 20.03.25
реактивної потужності
Вибір схеми внутрішньозаводського
5 21.03.25 – 22.03.25
електропостачання напругою 10 (6) кВ
Розрахунок струмів короткого замикання в
6 24.03.25 – 31.03.25
мережах вище 1000 В
Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП.
7 Вибір високовольтної апаратури. Перевірка 01.04.25 – 04.04.25
кабельних ліній.
8 Розрахунок системи електропостачання цеху 07.04.25 – 21.04.25
9 Індивідуальне завдання 22.04.25 – 28.04.25
Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП
10 28.04.25 – 30.04.25
промислового підприємства
11 Охорона праці 01.05.25 – 07.05.25
12 Виконання креслень графічної частини роботи 08.05.25 – 03.06.25
Підготовка доповіді та супровідних документів, 04.06.25 – 06.06.25
13
збір необхідних підписів
Здобувач вищої освіти-дипломник ________________ Олександр ІЛЬЄНКО
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Олександр СЕМКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ............................................................................... 6
1.1 Характеристика об’єкта проєктування ....................................................... 7
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху прес-форм для
суднобудівної галузі ......................................................................................... 10
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання ....... 11
1.4 Характеристика джерела живлення .......................................................... 12
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ .................................... 14
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ........ 15
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ........................................................................ 24
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем ..................................................................................... 26
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції ............................................................................................................ 29
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ............................................................................................ 29
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій . 32
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .................... 32
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства ...................... 37
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ...................................... 39
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ............................................................... 41
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ........................... 41
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ...................................................... 45
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ...................................... 48
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ ...................................................................................................... 54
4.1 Вибір трансформаторів ГПП ...................................................................... 54
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ................................................................ 57
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ............................ 61
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 кВ ............................................................................................... 65
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі ................................................................................................................. 65
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ................................................ 66
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Ільєнко В.М. Електропостачання Літ. Арк. Аркушів
Перевір. Семко О.В. підприємства з 3 165
Реценз.
виготовлення прес-форм для
Н. Контр. Ключка К.М. ФЕТАМ, ЕСЕ-12
лиття пластику
Затверд. Ситник О.О.
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В ........................................................................................................ 70
6.1 Вихідні дані для розрахунків ..................................................................... 71
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в характерних
точках ................................................................................................................. 75
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ
............................................................................................................................. 79
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ..... 85
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ................................. 85
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН ..................................................... 86
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ........................................ 88
7.4 Вибір трансформаторів струму .................................................................. 89
7.5 Вибір трансформаторів напруги ................................................................ 91
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість................................................... 92
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ .................... 93
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху ................. 93
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ....................... 94
8.2.1 Загальні відомості ................................................................................ 94
8.2.2 Розрахунок освітленості ...................................................................... 95
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок ................................ 99
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ................ 108
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .................. 109
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами
нагріву та захисту ........................................................................................ 110
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ................... 113
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ .................... 116
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В ............ 118
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ .............................................................................................. 121
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ ................................................ 128
8.5 Захист цехових електричних мереж ........................................................ 129
8.5.1 Вибір апаратів захисту ....................................................................... 129
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ..................................................... 132
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції
........................................................................................................................... 132
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції134
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Впровадження енергозберігаючих
технологій в процес електроерозійного полірування форм для лиття пластмас
............................................................................................................................... 139
9.1 Основні відомості про електроерозійну обробку матеріалів ............... 139
9.2. Розробка пристрою регулювання міжелектродного проміжку при
електроерозійному поліруванні ..................................................................... 147
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 4
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА ............................................................ 151
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ......................................................................................... 156
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в
приміщенні проєктно-експериментального відділу ................................... 156
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу .............................. 159
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 164
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 5
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією.
Раціонально виконана сучасна система електропостачання
промислового підприємства повинна задовольняти технічним і економічним
вимогам [1, 2, 3], а саме:
• надійність електропостачання;
• якість електроенергії, що задовольняє вимогам діючім державним
стандартам;
• економічність;
• можливість частих перебудов технології виробництва і розвитку
підприємства;
• забезпечення безпеки робіт як для електротехнічного персоналу, так і
не електротехнічного;
• відсутність шкідливого впливу на навколишнє середовище.
Ці вимоги повинні забезпечуються при проєктуванні і експлуатації
системи електропостачання промислового підприємства СЕП ПП.
СЕП ПП – частина енергосистеми і в енергетичному плані більш проста
(більш низькі напруги, менша потужність і протяжність ліній, відсутність
замкнутих контурів тощо) і більш складна в плані використання та
перетворення електроенергії в технологічних цілях промислового
виробництва. Електроприймачі, як електрична частина технологічних
агрегатів, входять невід'ємними елементами в СЕП ПП і багато в чому
визначають роботу цієї системи і її параметри.
Системою електропостачання називають сукупність взаємопов'язаних
електроустановок, призначених для забезпечення споживачів електричною
енергією. Споживачі згідно ДСТУ 3440-96, де викладені терміни та
визначення енергетики і електрифікації, – підприємства, організації,
територіально відокремлені цехи, будівельні майданчики, квартири, у яких
приймачі електроенергії приєднані і використовують електроенергію. За
правилами улаштування електроустановок споживачем електроенергії
називається електроприймач або їх група, об'єднані технологічним процесом і
розміщуються на певній території.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший вид
енергії для її використання. За технологічним призначенням приймачі
електроенергії класифікуються по виду енергії, в який даний електроприймач
перетворює електроенергію, а саме: електродвигуни приводів машин і
механізмів, електротермічні, електрохімічні і електросилові установки,
установки електроосвітлення, установки електростатичного та
електромагнітного поля і ін.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 6
Електроустановками називають сукупність машин, апаратів, ліній і
допоміжного обладнання, призначених для виробництва, перетворення,
передачі, накопичення, розподілу електроенергії та перетворення її в інші види
енергії. Електроустановка – комплекс взаємопов'язаного обладнання та
споруд. Приклади електроустановок: електрична підстанція, лінія
електропередачі, розподільна підстанція, конденсаторна батарея і ін.
1.1 Характеристика об’єкта проєктування
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств
можна умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та
комбіновані. Згідно з завданням на дипломне проєктування система
електропостачання промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови
раціональної СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання,
основні з яких приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
слід проводити згідно з [1, 4, 9] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні мають бути характеристики
джерел живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування в технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств мають бути
розробляться з урахуванням наступних основних принципів [4, 9]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до споживачів
електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на кожної
напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 7
г) Схеми електропостачання і електричних з’єднань підстанцій мають
бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і резервування
було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання та провідників.
д) Схеми електропостачання повинні виконуватися по блочному
принципу з урахуванням технологічної схеми підприємства. Живлення
електроприймачів паралельних технологічних ліній слід здійснювати від
різних секцій шин підстанцій, взаємозв’язані технологічні агрегати повинні
живитися від однієї секції шин.
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
е) При побудові схеми електропостачання підприємства,
електроприймачі якого вимагають резервування живлення, повинно
проводитися секціонування шин у всіх ланцюгах системи розподілу
електричної енергії, включаючи шини низької напруги цехових
двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися
під навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має
бути обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу
ліній, трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена
паралельна робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови оточуючого
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
повинні відповідати ПУЕ. При цьому не слід допускати необґрунтованого
віднесення ЕП до більш високої категорії, а саме:
– ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, слід відносити до ІІІ категорії. Віднесення вказаних
електроприймачів до ІІ категорії приводе до необґрунтованого завищення не
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 8
тільки потужності встановлених трансформаторів, але і вимог до резервування
живлення споживачів.
До ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше
обладнання, без якого неможливе продовження роботи основного
виробництва на час після аварійного режиму.
– електроприймачі, відключення яких приводе до масового
недовідпуску продукції , нерідко відносять не до ІІ категорії, а до І категорії,
що мотивується тім, що наносяться "значні збитки народному господарству”.
Зазначимо, що поняття “значні збитки народному господарству” слід
відносити до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного
підприємства.
Поняття “категорія електроприймача по надійності електропостачання”
не слід відносити до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць,
корпусів і т. п. Це поняття правомірно тільки по відношенню до
індивідуального ЕП. Для споживача характерно лише поєднання в різних
пропорціях електроприймачів категорій І, ІІ та ІІІ.
Структура підприємства приведена на генплану (лист №1) і включає як
цеха основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання було враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням заводу є цехові
трансформаторні підстанції.
При розробці системи електропостачання підприємства враховувалося,
що всі підстанції заводу будуть телемеханізовані і будуть працювати без
чергового персоналу.
Підприємство з виготовлення прес-форм для лиття пластику має
споживачів І, ІІ та ІІІ категорії.
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 9
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії цеху прес-форм
для суднобудівної галузі
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з 6 установок, що включені на фазну (220 В) або
лінійну напругу (380 В). Вищих гармоніки при функціонуванні обладнання не
виникає. Встановлена потужність та інші характеристики приведено у таблиці
1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
№
Встановлена
поз. Кількість,
Найменування електроприймачів потужність, cos
на шт.
кВт
плані
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Вентилятор приточний 3 22 0,83
2 Вентилятор витяжний 10 5 0,88
3 Подрібнювач 3 47 0,84
4 Змішуючий гранулятор 3 33 0,8
5 Фрезер 3 87 0,92
6 Пневмо формуюча установка 3 18,5 0,87
7 Конвеєр 3 10 0,81
8 Відсікаючий ніж 3 3,5 0,88
9 Свердлильний автомат 3 3,3 0,81
10 Складальний маніпулятор 9 12 0,8
11 Термо-формовочний прес 3 65 0,94
12 Тельфер 2 7,3 0,76
13 Загальний конвеєр 1 24 0,86
14 Однофазні споживачі 1 0,92 0,8
50
В цеху на рівні технологічних зв’язків здійснюється відповідне
резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до
ІІ категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання, без
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 10
якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних
особливостей виробничих процесів.
Групи верстатів утворюють окремі відділення, електропостачання яких
доцільно виконувати від власних розподільчих пунктів.
План цеху та розташування обладнання приведено на листі 5графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщенні цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість приміщення.
В цеху установлено тельфер, який забезпечує потреби виробничого
процесу.
Проєктом передбачається: загальне робоче освітлення 380/220 В;
аварійне освітлення 220 В.
Розміри цеху прес-форм для суднобудівної галузі, електропостачання
якого розглядається окремо, складають ABH 48 60 6 .
1.3 Характеристика цехів об’єкту, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони
розташовуються. При цьому ми повинні виконувати всі вимоги ПУЕ у цієї
частини.
Електроустановки підприємства, електропостачання якого ми
проєктуємо, розміщені всередині будівель, тобто є закритими (внутрішніми).
До відкритих, або зовнішніх електроустановок відноситься кран
козловий. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені у п. 1.1.10 – 1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, відноситься ремонтно-механічний цех
підприємства. Але цей цех відноситься до приміщень з не струмопровідним
пилом.
Запилені приміщення, як зі струмопровідним пилом, так і приміщення з
неструмопровідним пилом, відсутні.
Також на підприємстві відсутні приміщення з хімічно активним або
органічним середовищем, в яких постійно або протягом тривалого часу
містяться агресивні пари, гази, рідини, утворюються відкладення або цвіль, що
руйнують ізоляцію і струмові дні частини електроустаткування.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 11
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства може здійснюватися від районної
підстанції (РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ).
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– обрана номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ ;
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ =1200 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 65 км .
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на
границі балансової приналежності Qек = 98,4 квар в часи її максимуму
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 12
навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ 5 %, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно
договору про споживання електроенергії, який укладається з усіма
підприємствами промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 13
2. РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічної густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації
реактивної потужності.
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» витікає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часу
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу осереднення ( 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, відкіля і витікає поняття «півгодинний максимум».
З приведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або визиває такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 Uном Ipоз cos . (2.1)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 14
В якості розрахункового навантаження приймають середнє
навантаження P по активної потужності за час
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 зі середніх у 30-хвилиних
інтервалах осереднення.
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, так як
розрахунки на кожної із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівній нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності (Ppоз, цеху ) як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз – це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому. Величина Ppоз відноситься до сукупності вихідних даних на
проєктування системи електропостачання.
У розрахунках використовуються слідуючи позначення та
співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– установлена потужність Ру .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 15
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача установлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі:
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному
режимі:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 16
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення у долях одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебрична сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить
від коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів
nе та сталою часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [5] прийняти наступні сталі часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 17
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною
розрахунковою величиною, але не середнім значенням очікуваного
навантаження, як це вважалося раніше.
У загальному випадку величину ефективної кількості електроприймачів
nе визначають за співвідношенням:
n 2
Pном
n 1
е .
n
n р2
ном
1
Реально для типових електроприймачів, що встановлено нашому цеху,
величину nе можна визначати з необхідною точністю за спрощеним
співвідношенням:
2 p
n ном
е . (2.5)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5) число ne буде більше за n ( n
– дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 ,
де pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи,
тоді також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв по кожному окремому
електроприймачу визначаємо по довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв і рном і
К 1
в . (2.6)
n
рном і
1
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 18
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
Коефіцієнт використання Кв
nе
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14 1,0
2 6,22 4,33 3,39 2,45 1,98 1,60 1,33 1,14 1,0
3 4,05 2,89 2,31 1,74 1,45 1,34 1,22 1,14 1,0
4 3,24 2,35 1,91 1,47 1,25 1,21 1,12 1,06 1,0
5 2,84 2,09 1,72 1,35 1,16 1,16 1,08 1,03 1,0
6 2,64 1,96 1,62 1,28 1,11 1,13 1,06 1,01 1,0
7 2,49 1,86 1,54 1,23 1,12 1,10 1,04 1,0 1,0
8 2,37 1,78 1,48 1,19 1,10 1,08 1,02 1,0 1,0
9 2,27 1,71 1,43 1,16 1,09 1,07 1,01 1,0 1,0
10 2,18 1,65 1,39 1,13 1,07 1,05 1,0 1,0 1,0
11 2,11 1,61 1,35 1,1 1,06 1,04 1,0 1,0 1,0
12 2,04 1,56 1,32 1,08 1,05 1,03 1,0 1,0 1,0
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 19
13 1,99 1,52 1,29 1,06 1,04 1,01 1,0 1,0 1,0
14 1,94 1,49 1,27 1,05 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0
15 1,89 1,46 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
16 1,85 1,43 1,23 1,02 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
17 1,81 1,41 1,21 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
18 1,78 1,39 1,19 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
19 1,75 1,36 1,17 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
20 1,72 1,35 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
21 1,69 1,33 1,15 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
22 1,67 1,31 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
23 1,64 1,30 1,12 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
24 1,62 1,28 1,11 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
25 1,6 1,27 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
30 1,51 1,21 1,05 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
35 1,44 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
40 1,4 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
45 1,35 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
50 1,3 1,07 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
60 1,25 1,03 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
70 1,2 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
80 1,16 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
90 1,13 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
100 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0
Таблиця 2.2 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр для
різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шино проводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,7 і
0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 20
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому
(середньовиважений коефіцієнт) дорівнює
п
Кв, і Рном і
К 1
в, цеху . (2.7)
п
Рном і
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вид
п
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв, i Рном і . (2.8)
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв,і Рном,і tgі . (2.9)
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинні бути добавлено освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругої до 1 кВ визначається формулою
2 2
Sроз цеху Рроз цеху Qроз цеху . (2.10)
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.3, співвідношення (2.1) – (2.9) та
графік (рисунок 2.2 ), таблиці 2.1 і 2.2, розраховуємо величину розрахункового
активної та реактивної потужності цеха.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці 2.3
розрахунків електричних навантажень, виконаної по формі Ф 636–92 [5].
Враховуючи велику кількість електроприймачів, розрахунок проводимо
за допомогою електронних таблиць Excel.
Розрахунок електричного навантаження електроприймачів (ЕП)
напругою до 1000 В проводимо для кожного вузла живлення.
Дані для розрахунку (графи 1–6) заносяться на основі вихідних даних
(графи 1–4) та довідковими даними (графи 5, 6).
При цьому:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 21
– усі ЕП групуються за характерними категоріями з однаковими Кв і
tg . У кожної строчці вказуються ЕП однакової потужності;
– резервні електроприймачі при підрахунках розрахункової потужності
не враховуються. У графах 2 і 4 вказуються тільки працюючи ЕП;
– для приводів з багатьма двигунами враховують усі одночасно
працюючи двигуни;
– при включенні однофазного ЕП на фазну напругу він враховується у
графі 2, як еквівалентний трифазний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ,
де рном о , qном о – активна і реактивна потужності однофазного ЕП;
– при включенні однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується
як еквівалентний ЕП номінальною потужністю
рном 3 рном о ; qном 3 qном о ;
– при наявності групи однофазних ЕП, які розподілені по фазах з
нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних й однофазних ЕП у групі, вони можуть бути представлені у
розрахунках як еквівалентна група трифазних ЕП з той ж сумарною
номінальною потужністю. У випадку перебільшення вказаної нерівномірності
номінальна потужність еквівалентної групи приймається рівною потрійному
значенню потужності найбільш завантаженої фази.
Визначаємо номінальну групову потужність першої групи
електроприймачів Рном,2 . При цьому, так як електроприймачі згруповані
таким чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
номінальну потужність, групова установлена (номінальна) активна
потужність дорівнює
n
Рном =pном .
1
Рном.2 10 5 50кВт.
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,1 для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
Кв Рном,1 заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3
Кв Рном, 2 = 0,8 50 40кВт.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 22
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.3 та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ = 40 0,88 21,6квар.
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3
додатку А.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення
величин Кв Рном, та Кв Рном, tgφ , а саме: Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
2 1064,5
nе 45,3.
47
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту
використання по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
694,6
Кв, цеху 0,65 .
1064,5
По графіку (рисунок 2.2) для визначених величин nе 45,3 та
Кв, цеху = 0,65 знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр, цеху
який дорівнює
Кр, цеху = 1,08 .
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху
Рроз цеху 1,08 694,6 750,1 кВт.
Розрахункова реактивна потужність (графа 12) визначається наступним
чином:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від nе :
при nе 10 Qроз 1,1Кв Рном tg ;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 23
при nе 10 Qроз Кв Рном tg .
Так, як величина ефективної кількості електроприймвчів nе 10 ,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по цеху
визначається співвідношенням (2.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qроз цеху 374,4 квар.
Повну розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів
напругою до 1 кВ по цеху визначається формулою (2.10)
S 2 2
роз 750,1 374,4 838,4 кВ∙А.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ цеху.
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності [6, 17]. Якщо нерівномірність перевищує 15 %,
умовна трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної
величині навантаження найбільш завантаженої фази.
При кількості однофазних ЕП до трьох з достатньою для практичних цілей
точністю умовна трифазна номінальна потужність Рном у (кВт) визначається
наступним чином:
– при включенні ЕП на фазну напругу за формулою
Рном, у 3 Рном.max ф або Рном, у 3 Sпасп ТВ cosпасп ,
де Рном. max ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт;
Sпасп – паспортна потужність, кВ А ,
ТВ – відносна тривалість включення в долях одиниці;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 24
– при включенні однофазних ЕП на лінійну напругу умовна
трифазна номінальна потужність Рном у при кількості електроприймачів від
одного до трьох, включених по можливості рівномірно в різні плечі трифазної
системи, визначаються за формулами:
при одному електроприймачу
Рном, у 3 Рном. ;
при двох або трьох електроприймачах
Рном, у 3 Рном.max ф . (2.11)
Якщо кількість однофазних електроприймачів з різними Кв і cos
більш трьох і при включенні їх на фазну і лінійну напругу вони розподіляються
по фазах по можливості рівномірно, то визначаються середні навантаження за
найбільш завантажену зміну по кожної фазі.
Загальне середнє навантаження окремих фаз визначається складанням
середніх однофазних навантажень даної фази (фаза – нуль) і однофазних
навантажень, що включені на лінійну напругу з відповідним зведенням
останніх до навантажень однієї фази та фазної напруги з використанням
таблиці.
Наприклад, для фази а маємо
P(a) Кв Раb (аb)а Кв Рac (аc)а Кв Рао ; (2.12)
Q(a) Кв Раb q(аb)а Кв Раc q(аc)а Кв Qао , (2.13)
де Pab, Pac – навантаження, що включені на лінійну напругу відповідно між
фазами аb і ас;
Pao , Qao – навантаження, що приєднані на напругу фази а (між фазним та
нульовим проводами);
(аb)а , (ас)а , q(аb)а , q(ас)а – коефіцієнти зведення навантажень(таблиця
2.4), що включені на лінійну напругу до фази а;
Кв , Кв – коефіцієнти використання однофазних ЕП різного режиму
роботи.
Аналогічно визначаються середні однофазні навантаження для фаз b і с,
знаходиться найбільш завантажена фаза по активної потужності, наприклад
фаза с, а потім еквівалентне трифазне навантаження мережі від однофазних
електроприймачів.
Р 3 Р(с) і Q 3 Q(c) .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 25
Таблиця 2.4 – Коефіцієнти зведення навантажень
Коефіцієнти Коефіцієнт потужності навантаження
зведення 0,3 0,4 0,5 0,6 0,65 0,7 0,8 0,9 1,0
(аb)а,, (bс)b, (са)с 1,4 1,17 1,0 0,89 0,84 0,8 0,72 0,64 0,5
(аb)b, , (bс)с, (са)а –0,4 –0,17 0 0,11 0,16 0,2 0,28 0,36 0,5
q(аb)а,, q(bс)b, q(са)с 1,26 0,86 0,58 0,38 0,3 0,22 0,09 – –
0,05 0,29
q(аb)b,, q(bс)с , q(са)а 2,45 1,44 1,16 0,96 0,88 0,8 0,67 0,53 0,29
В цеху використовується одна кутова відрізна пилка з наступними
паспортними даними:
��пасп = 500 Вт; ��������пасп = 0,8; ТВ = 60% часу за одну годину роботи
Рном.у = ∑ (3 ∙ 0,5 ∙ √0,6 ∙ 0,8) = 0,92 кВт ;
��ном.у = ��ном.у ∙ ������ = 0,92 ∙ 0,43 = 0,4 квар.
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
Електричне освітлення виробничих приміщень є, як правило, загальним
рівномірним освітленням.
Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується метод
питомої потужності.
Для знаходження питомої фактичної потужності ЕН освітлювальних
установок
Е
Р ф кз.ф
п.о.ф =Рп.о.табл к
100 к р ,
з.табл
використовуються слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз ,
освітленість Еф , значення розрахункової висоти H, площа освітлювального
приміщення S. По обраному типу світильника, площі освітлювального
приміщення та висоті підвісу світильників згідно [6, 7] визначаємо питому
потужність загального рівномірного освітлення необхідну для забезпечення
необхідного значення норми освітленості.
На етапі визначення величини загальної розрахункової потужності цеху
активну потужність освітлювальних установок Pmax оc . з достатньою точністю
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 26
визначається співвідношенням:
Pmax оc Рп.о.ф S , (2.14)
де S, – площа приміщення, м2 ;
– питома потужність освітлювальних установок, Вт / м2 .
Максимальна реактивна потужність для газорозрядних ламп
визначається співвідношенням:
Qmax оc Pmax оc tg0 , (2.15)
де tg0 – відповідно cos0 для кожного типу ламп.
Використовуючи співвідношення (2.14 і 2.15), а також довідкові дані з
[6, 7], визначимо активну та реактивну потужності освітлювальних установок
200 1,4
Рп.о.ф 3,8 1,15 8,2 Вт/м2,
100 1,5
Pmax оc 0,95 8,2 2880 22,3 кВт,
Qроз, ос =22,3 0,33 7,4 квар.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 27
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 28
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 кВ цехової
підстанції
Сумарні активна та реактивна розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаються за виразами
Р0,4 цеху Рроз, цеху Рроз, ос, цеху
Р0,4 цеху 747,8 +33,4 = 781,2 кВт ,
Q0,4 цеху Qроз, цеху Qроз, ос, цеху ,
Q0,4 цеху 351,4 +11 = 362,4 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанції за виразом
S ТП 2
Р0,4 цеху Q0,4 цеху 2 , (2.16)
S 2 2
ТП 781,2 362,4 861,3 кВА.
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою
(2.16) по усім цехам заносимо у таблицю 2.5.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства
розрахункове (максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання
розрахункових навантажень окремих груп електроприймачів, що живляться
від вузла мережі, що розглядається з урахуванням коефіцієнта одночасності
збігання максимумів навантаження Ko .
Так як однофазне навантаження має місце в окремому цеху, причому
S роз у 32,1 кВА, у таблицю 2.5 дані по однофазним навантаженням не
вносимо.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 29
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на
шинах ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається по даним [5].
Приблизну потужність Sпр підприємства (для нашого випадку вона
дорівнює потужності на шина низької напруги SНН ГПП ) визначаємо за
формулою
2
N N 2
SНН ГПП Ко P0,4 цеху і Q0,4 цеху і , (2.17)
i i
SНН ГПП 0,9 7270,82 4568,12 8586,7 кВ А .
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по заводу, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН ГПП = 8586,7 кВ А (таблиця 2.5).
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 30
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 31
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень
цеху та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних
підстанцій
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Центр електричних навантажень підприємства.
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як
точку з координатами
n
Р0,4 цеху xi
Х = i = 1
ЦЕН підпр , (2.18)
n
Р0,4 цеху
i = 1
n
Р0,4 цеху yi
Y = i = 1
ЦЕН підпр . (2.19)
n
Р0,4 цеху
i = 1
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразів заносимо
у відповідні графи таблиці 2.6.
Визначаємо координати ЦЕН по формулам (2.18 – 2.19):
Х 1884071
ЦЕН підпр = 239,6 м ,
7270,8
Y 1435716
ЦЕН підпр = 228 м .
7270,8
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 32
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 33
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.
У цехах з вибухонебезпечним середовищем цехові підстанції виносяться
за їх межі.
Для визначення умовного центру електричних навантажень існують
декілька методів. Враховуючи наявність впливу декілька факторів на вибір
місця розташування ТП, доцільно використовувати достатньо точний метод
(погрішність 5–10 %), суть якого полягає в наступному. Координати
обчислюють ЦЕН 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:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 34
п
Qроз х
i i
Х i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
п
Qроз у
i i
У i1
ЦЕН цеху(Q) ,
п
Qроз i
i1
де Pроз і Qроз – номінальна активна і реактивна потужності
і і
електроприймачів,
xi , yi – координати відповідного споживача.
Встановлення ТП у точці, координати якої розраховують за формулами
(2.20) та (2.21) дозволяє суттєво зменшити використання кольорового металу
за рахунок оптимізації довжини кабелів з врахуванням їх перерізу.
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 Н а й м енування ��ном. , �� , �� , �� , �� ,
�� ∙ �� �� ЦЕН ЦЕН
плані кВт м ном. м ном. ∙ ��
м м
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.1 Вентилятор приточний 22 34 748 40 880
1.2 Вентилятор приточний 22 34 748 42 924
1.3 Вентилятор приточний 22 34 748 44 968
2.1 Вентилятор витяжний 5 6 30 13 65
2.2 Вентилятор витяжний 5 6 30 20 100
2.3 Вентилятор витяжний 5 6 30 26 130
2.4 Вентилятор витяжний 5 6 30 33 165
2.5 Вентилятор витяжний 5 6 30 40 200
2.6 Вентилятор витяжний 5 29 145 13 65
2.7 Вентилятор витяжний 5 29 145 20 100
2.8 Вентилятор витяжний 5 29 145 26 130
2.9 Вентилятор витяжний 5 29 145 33 165
2.10 Вентилятор витяжний 5 29 145 40 200
3.1 Подрібнювач 47 6 282 3 141
3.2 Подрібнювач 47 16 752 3 141
3.3 Подрібнювач 47 33 1551 3 141
4.1 Змішуючий гранулятор 33 6 198 12 396
4.2 Змішуючий гранулятор 33 14 462 12 396
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 35
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
4.3 Змішуючий гранулятор 33 22 726 12 396
5.1 Фрезер 87 6 522 20 1740
5.2 Фрезер 87 14 1218 20 1740
5.3 Фрезер 87 22 1914 20 1740
6.1 Пневмо формуюча устан. 18,5 6 111 24 444
6.2 Пневмо формуюча устан. 18,5 14 259 24 444
6.3 Пневмо формуюча устан. 18,5 22 407 24 444
7.1 Конвеєр 10 6 60 26 260
7.2 Конвеєр 10 14 140 26 260
7.3 Конвеєр 10 22 220 26 260
8.1 Відсікаючий ніж 3,5 6 21 30 105
8.2 Відсікаючий ніж 3,5 14 49 30 105
8.3 Відсікаючий ніж 3,5 22 77 30 105
9.1 Свердлильний автомат 3,3 6 19,8 33 108,9
9.2 Свердлильний автомат 3,3 14 46,2 33 108,9
9.3 Свердлильний автомат 3,3 22 72,6 33 108,9
10.1 Складальний маніпулятор 12 6 72 36 432
10.2 Складальний маніпулятор 12 6 72 39 468
10.3 Складальний маніпулятор 12 6 72 42 504
10.4 Складальний маніпулятор 12 14 168 36 432
10.5 Складальний маніпулятор 12 14 168 39 468
10.6 Складальний маніпулятор 12 14 168 42 504
10.7 Складальний маніпулятор 12 20 240 36 432
10.8 Складальний маніпулятор 12 20 240 39 468
10.9 Складальний маніпулятор 12 20 240 42 504
11.1 Термо-формовочний прес 65 6 390 52 3380
11.2 Термо-формовочний прес 65 14 910 52 3380
11.3 Термо-формовочний прес 65 20 1300 52 3380
12.1 Тельфер 7,3 2 14,6 4 29,2
12.2 Тельфер 7,3 2 14,6 50 365
13 Загальний конвеєр 24 24 576 44 1056
Розрахункові дані 1062,5 - 16871,8 - 29478,9 15,8 27,7
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.
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:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 36
Х ЦЕН 15,8 мм ; YЦЕН 27,7 мм.
З урахуванням розрахованих координат обираємо місця розташування
цехової трансформаторної підстанції, враховуючи наступні міркування.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
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).
2.6.2 Картограма електричних навантажень підприємства
Головні знижувальні підстанції також з метою економії електроенергії і
металу рекомендується розміщувати Для встановлення ГПП поблизу центру
електричних навантажень (ЦЕН) підприємства часто існують обмеження, що
накладаються технологічними особливостями, умовами генплану тощо.
Перше уявлення про характер розподілу навантажень по території об'єкта
отримують за допомогою картограми навантажень. Картограму
навантажень будують як на плані розташування приймачів електроенергії в
цехах, так і на генеральному плані всього промислового підприємства. В
останньому випадку в якості приймачів електроенергії розглядаються самі
цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу
навантажень на картограмі виконують різними способами. Найбільш простий
з них полягає в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. В якості центру кола
вибирають центр електричного навантаження приймача електроенергії, а
радіус кола пов'язують з розрахунковою потужністю приймача; значення його
знаходять з умови рівності розрахункової потужності в деякому масштабі
площі кола:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 37
Pроз і r
2 m ,
де Pроз i – максимальне електричне навантаження i-ого підрозділу;
r – радіус кола;
m – масштаб.
Кожне коло може бути розділено на сектори, площі яких дорівнюють
відповідно силовому та освітлювальному навантаженні. В цьому випадку
картограма дає уявлення не тільки про значеннях навантажень, але і про їх
структуру.
Оскільки при проєктуванні систем промислового електропостачання
вирішують і завдання визначення розташування джерел живлення для
реактивних навантажень, рекомендується мати дві картограми: одну для
активних, іншу для реактивних навантажень.
Побудова картограм реактивних навантажень проводиться аналогічним
способом. Реактивні навантаження можуть живитися від конденсаторних
установок, які розташовуються в місцях споживання реактивної потужності, а
також від синхронних компенсаторів і синхронних електродвигунів. У зв'язку
з цим, в загальному випадку, для відшукання оптимальних умов і місць
установки джерел реактивної потужності потрібно знаходити окремо центри
споживання реактивної потужності підприємства.
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають
силовому, а також освітлювальному навантаженням
360 P
роз цеху
с.н ; (2.22)
Р0,4 цеху
360 P
роз ос. цеху
оc.н . (2.23)
Р0,4 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
P
r = pоз 0,4 цеху i
i . (2.24)
π m
Розраховані за формулами (2.2 – -2.24) значення заносимо в таблицю 2.8
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 38
Таблиця 2.8 – Дані для побудови картограми ЕН
Найменування Pроз цеху , Pроз ос. цеху Ppоз 0,4 цеху m , r ,
2 с.н оc.н
кВт кВт кВт кВт/мм мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех прес-форм для
602,2 33,5 635,6 0,115 341 19 42
галузі зв’язку
Цех прес-форм для
750,1 0,92+22,3 773,3 0,115 321 39 46,7
суднобудівної галузі
Цех прес-форм для
автомобілебудівної 955,7 56,9 1012,6 0,115 340 20 53
галузі
Цех прес-форм для
мото-вело технічної
578,3 44,8 623,1 0,115 334 26 41,5
галузі; Котельня; Цех
гумових ущільнювачів
Цех прес-форм для
пластикового посуду та 611,7 34,6 646,3 0,115 341 19 42,3
ємностей
Цех прес-форм для
електротехнічної галузі;
Будівля управління; 532,5 108,4 640,9 0,115 299 61 42,1
Будівля відділу
моделювання
Цех прес-форм для
побутово технічної 822,1 34,6 856,7 0,115 345 15 48,7
галузі
Цех прес-форм дитячих
іграшок; Насосна;
Слюсар-ний та
812,5 59,6 872,1 0,115 335 25 49,1
ремонтний цех; Цех
регенерації соляної
кислот
Цех прес-форм для
комп’ютерної та 623,3 37,2 660,5 0,115 340 20 42,8
поліграфічної галузі
Цех прес-форм для
екструдерного типу 512,4 24,7 537,1 0,115 343 17 38,6
формування; Цех тари
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
При виборі місця розташування ГПП враховують характер розподілу
навантаження по території об’єкту, умови оточуючого середовища, наявність
зон з підвищеним забрудненням, а також архітектурно-будівельні
обмеження[4, 9].
Слід уважно вибирати зону і місце розташування відкритих підстанцій і
трас ПЛ з урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 39
Одна з умов раціонального розташування підстанцій вимагає, щоб вони
знаходилися поблизу центру їх центру електричних навантажень, що скорочує
протяжність, а отже, вартість і витрати в живильних та розподільчих мережах.
При виборі місця розташуванні цехової трансформаторної підстанції
потрібно вказати у якої мірі враховуються, зокрема, вимоги щодо зворотних
потоків енергії до джерела живлення, розташування відносно розрахованого
ЦЕН та інші фактори, врахування яких вимагають діючі нормативи.
При розташуванні цехової трансформаторної підстанції враховують,
зокрема, наступні вимоги:
а) максимальне приближення до центру електричних навантажень;
б) зведення до можливого мінімуму зворотних потоків енергії до
джерела живлення;
в) бажано, щоб трансформатори розташовувалися на відкритому повітрі.
г) цехові підстанції повинні займати як можна меншу корисну площу
цеху;
д) ТП не повинні створювати перешкод виробничому процесу;
е) виконання вимог електричної та пожежної безпеки.
Цехові трансформаторні підстанції повинні розташовуватися поза межами
цеху тільки при неможливості розміщення її на території цеху, або у випадку,
коли частина навантаженню розташована поза межами цеху.
Застосування цехових ТП, що розташовуються поза межами цеху,
доцільно у наступних випадках:
- 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, а також необхідність зміщення ТП в бік
найбільш потужних електроприймачів , обираємо місця встановлення КТП
поблизу до розрахованого ЦЕН та найбільш потужних споживачів (лист 5
графічної частини).
Обираємо місце розташування відкритої підстанції і трас ПЛ з
урахуванням рози вітрів і переважного їх напрямку (лист 3 графічної частини).
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 40
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
Схема електропостачання показує зв'язок між джерелом живлення та
споживачами електроенергії підприємства
Для підприємств з електричним навантаженням десятки мегават,
прийомними пунктами можуть бути головні понижуючі підстанції (ГПП),
підстанції глибокого вводу (ПГВ) [4, 9].
Для великих енергоємних підприємств з електричним навантаженням
близько 100 – 150 МВт і вище в якості прийомних пунктів можуть бути
використані вузлові розподільчі підстанції (ВРП) з первинною напругою 220
– 500 кВ.
Живлення ГПП, ПГВ, ВРП від мереж енергосистеми повинно
виконуватися не менше ніж по двох лініях, підключеним до незалежних
джерел живлення.
При виході з ладу однієї з живильних ліній, лінії , що залишилися в
роботі, повинні забезпечити все навантаження підприємства. При виході з
ладу одного незалежного джерела живлення, джерело, що залишилися в
роботі, повинне забезпечити живлення всіх електроприймачів I і II категорії,
які необхідні для функціонування основних виробництв.
Вибір конкретної схеми здійснюється за результатом всебічного аналізу
вимог до системи електропостачання, величині, характеру та особливостей
навантаження підприємства, надійності електропостачання, місцевих умов та
інших факторів. Вибір розпочинається с розгляду можливості застосування
різних схем із діючих типових [8], починаючи від найпростіших «блочних» до
більш складних «спрощених» та схем «містків». Остаточний вибір
проводиться на основі техніко-економічного аналізу порівнянних варіантів.
При виборі головної схеми електропостачання промислового
підприємства основними чинниками є характеристики джерел живлення та
споживачів електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності
електропостачання з урахуванням можливості забезпечення резервування у
технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки [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:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 41
– 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 проєктуванні системи електропостачання промислового
підприємства належить враховувати потребу у електроенергії сторонніх
близько розташованих споживачів.
У об’єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення повинні бути максимально
уніфіковані.
В якості прикладу на рисунках нижче приведені схема РУВН “місток з
вимикачами в колах ліній” (рисунок 3.1) та схема РУВН “місток з вимикачами
в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
(рисунок 3.2) [1, 8].
Також, для прикладу, якщо в однієї з вказаних схем РУВН встановлено
розрядники, то в іншої – обмежувач перенапруги, що й рекомендовано при
проєктуванні підстанцій, що будуються.
Для використання в ГПП обираємо схему РУ ВН (рис.3.1) “ місток з
вимикачами в колах ліній ” як таку, що найбільш відповідає характеристикам
нашого підприємства.
Розподільча установка РУ 10 (6) кВ виконується закритого типу, має в
більшості випадків одинарну секційну систему шин (при використанні
двообмоточних трансформаторів з розщепленою вторинною обмоткою може
мати подвійну секційну систему шин) і складається з комплектних
розподільчих установок (КРУ).
До складу РУ входять ввідні КРУ, які розташовуються посередині
секції шин, трансформатора власних потреб, шиноз’єднуючого КРУ, для
відгалужень до окремих споживачів (трансформаторів), вимірювальних
трансформаторів. Передбачається встановлення розрядників на стороні
10 (6) кВ, а також резервних КРУ для відгалужень. Електричні схеми типової
розподільчої установки наведена на рисунку 3.3.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 42
Рисунок 3.1 – Схема РУ ВН
“місток з вимикачами в колах ліній”
Рисунок 3.2 – Схема РУВН “місток з вимикачами в колах
трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів”
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 43
Рисунок 3.3 – Схема РУ НН 6 (10) кВ:
а) – з однією секціонованою системою шин;
б) – з двома секціонованованими система шин
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 44
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при
забрудненої атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними
документами.
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 перевірено за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірено,
при необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз
живлячих ліній (у нашому випадку, повітряних ліній ПЛ). Вихідними даними
служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна потужність SВН ГПП на
стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою (2.17) , у якої враховано
втрати потужності у силових трансформаторах ГПП6
N 2 N 2
SВН ГПП Ко P0,4 цеху і PT Q0,4 цеху і QT , (3.1)
i i
де PT іQT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно
виразу
S
І ВН ГПП
роз ПЛ = К
зав.Л , (3.2)
3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному
режимах з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і
безперебійності електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 45
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
ІрозПЛ к Ідоп ,
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 ІрозПЛ к кдоп Ідоп.Т ,
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності
від напруги.
Активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за
виразом
PT 0,02 SНН ГПП ,
QT 0,1SНН ГПП ,
де SНН ГПП – приблизна повна потужність об’єкта, кВА, що визначена нами за
формулою (2.17).
Таким чином
ΔРТ = 0,02 8586,7 171,74 кВт ;
QT 0,18586,7 858,68 квар .
Загальне навантаження об’єкта становить
S 2 2
ВН ГПП 0,9 (7270,8 171,74) (4568,1 858,68) 9211кВ А .
У нашому випадку
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 46
9211
Іроз ПЛ = 48,4 А .
3 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначається виразом
І
F розПЛ
ек ,
jек
де jек – нормоване значення економічної густини струму j 2
ек = 1,4 А/мм .
48,4
Fек = =34,6 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закруглюється до
найближчого стандартного перерізу Fст .
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає
70 мм2. Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо
для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6], для якого Ідоп.Т(АС70) 260 А .
Вибраний переріз лінії живлення перевіряємо на:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи (к – коефіцієнт, що
враховує фактичну розрахункову температуру середовища к 1);
48,4 А 1260 А ;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
2 48,4 А = 96,8 А 0,9 1,25 260 292,5 А ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності – згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по 1 визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм2 .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, остаточно
обираємо для повітряної лінії провід АС-70 [1, 6].
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 47
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: XR .
Тому при значних довжинах таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зрушення 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 менш 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):
Рисунок 3.4 – Схема заміщення фази ділянки мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 48
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення); Rн , Хн – опір навантаження (активний і
індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U/
ф
дорівнює [19]:
Uф Iа R Iр X I (R cosXsin) . (3.3)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння
напруги в лінії U/ /
ф
Uф Iа X Iр R I (X cosR sin) . (3.4)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити вектор
напруги на початку ділянки [19]:
Uф1 Uф2 Uф Uф2 Uф jUф ,
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1
де модуль U1ф цієї напруги :
Uф1 (Uф2 U 2 2
ф) (Uф ) (3.5)
та його фаза :
U
arctg ф .
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф .
«Втрата напруги» Uф , для ділянки електричної мережі:
Uф Uф1 Uф2 (3.6)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 49
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням
Uф (Uф)2 (U 2
ф ) . (3.7)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі
має наступний вид:
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
любої кількості ділянок лінії маємо
n
U 3 Uф 3 Ii ri cosi Ii xi sini .
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U / .
Тоді втрата напруги U приблизно визначається по формулі
PіR QіX PіR Q X
U U 3 (Ia R I і
p X) ,
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 50
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими
формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються
за загальним виразом
П П0 L ,
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/ Х/ /
r 0 0 ,
др
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
Dcp 3 D12 D13 D23 , м.
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трижильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевій частині проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт .
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 ,
F
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 51
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:
P
Ia і ; Q
I і
p (3.8)
3 Uі 3 Uі
Проєктна потужність підприємства:
Pi 7270,8 кВт; Qі 4568,1 квар.
R0 = 0,34 Ом/км, X0 =0,318 Ом/км при Dср = 0,8 м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L , R 0,3465=22,1 Ом,
X X0 L , X = 0,31865=20,67 Ом.
Активну і реактивну складові струму обчислимо за формулами (3.8):
7270,8 103
Ia 38,2 A ;
3 110 103
4568,1103
Ip 24 A .
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо подовжню і поперечну
складові падіння напруги:
Uф 38,2 22,1 24 20,11326,6 В;
U 38,2 22,1 24 20,1 361,8 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5):
Uф1 (110 1,33)2 106 (0,36)2 106 111,33 кВ .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 52
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (1,33)2 106 (0,36)2 106 1377,9 В.
Втрата напруга розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,33 103 110,0 103 1,33 103 В.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при
проєктної потужності Pi 7270,8 кВт; Qі 4568,1 квар складає
U
U% ф
%.
Uном
1,33 103
U % 100 0,12% .
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряних ліній здатні практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 53
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторів ГПП
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання
в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі [4, 9].
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
РТ 0,02 Sпр;
QТ 0,1Sпр ,
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
(2.17), у якому враховано втрати потужності в трансформаторах:
n 2 n 2
Snp(6 ст.) КО P PТ Q QТ SВН ГПП .
i1 i1
Попередньо обрана потужність SТ пр кожного з двох трансформаторів
ГПП оцінюється згідно виразу [6, 17]
S
SТ пр
np(6 ст.) . (4.1)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна
потужність трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ пр і
Sном Т незначна 10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому
випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносноSТ пр .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох
трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік
навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.)
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 54
S кВА
10000
9500 Sмакс
9000
9211
8500
8000 8290
7500
7000 7369
6500 Sн.тр
6627
6000 6448
5500
5527 5527
5000
4500
4605
4000
3500
3684 3684 3684
3000
2500 2763 2763
2000
1500
1000
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Типовий упорядкований графік навантаження для вибору
трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за
формулою
n
(S2
i ti )
1
К i1
1 ,
S n
ном Т ti
i1
де Sном Т – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора,
за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;
ti – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год.;
Si – потужності, що відповідають цим проміжкам часу ti , МВА.
Коефіцієнт перевантаження трансформатора K2 визначається за більшим
значенням із двох величин K/ / /
2 та K2 .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 55
Величина K/
2 обчислюється за формулою
m
(S2
i ti )
К / 1
i1
2 ,
S m
ном Т ti
i1
де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його
навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.
Величина K/ /
2 визначається за виразом
/ / 0,9 S
К np(6 ст.)
2 .
Sном Т
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1
за допомогою таблиць визначається допустиме систематичне перевантаження
К2 доп . Робота трансформатора допускається із систематичним
перевантаженням, коли виконується умова К2 доп К2 .
На основі розрахунків приймається номінальна потужність
трансформатора і вказуються його параметри.
У післяаварійному режимі (при вимиканні одного з двох
трансформаторів) для надійного електропостачання усіх або значної частини
споживачів ПС передбачається живлення від трансформатора, який залишився
у роботі, в межах допустимого перевантаження.
Таким чином, якщо на ГПП два трансформатора, то номінальна
потужність Sном.т кожного з них має відповідати двом умовам.
По-перше, номінальна потужність одного з них не повинна бути менше
половини розрахункового повного навантаження Snp(6 ст.) тому що в разі
аварійного вимикання одного з трансформаторів і автоматичним вмиканням
секційного вимикача РУ НН, інший трансформатор бере на себе все
навантаження підстанції. Цю умову можна записати так:
S
S np(6 ст.)
ном Т .
2
По-друге, повинна також виконуватися умова
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 56
S
S np(6 ст.).а
ном Т ,
К2.а
де Snp(6 ст.).а – розрахункове повне навантаження у після аварійному режимі
для даного конкретного підприємства з врахуванням можливого обмеження
навантаження у цьому режимі;
К2.а – коефіцієнт, який визначає величину допустимого перевантаження
залежно від тривалості перевантаження, температури повітря та величини
попереднього навантаження. У загальному випадку використовують
нормативну документацію, експлуатаційну документацію на трансформатор.
Для визначення навантажувальної здатності проводять розрахунки за
допомогою відповідних програм на ЕОМ.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу (4.1):
Отже
9211
SТпр 6579,3 кВ А .
2 0,7
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН–6300/110 із номінальними
параметрами: Sном Т =6,3 МВ А , Uном В=115 кВ, Uном Н=11кВ, UКЗ=10,5%,
ΔРХХ = 10 кВт, ΔРКЗ= 44 кВт .
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 Sроз
об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 4.1).
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, в основному,
вимогами надійності живлення споживачів [3, 4, 6,].
Кількість трансформаторів цехової підстанції вибирають з урахуванням
вимог щодо забезпечення необхідного ступеня надійності електропостачання
споживачів.
Визначальними факторами при виборі одиничної потужності
трансформатора є витрати на живлючу мережу 0,4 кВ, витрати потужності в
живлячій мережі і в трансформаторах, витрати на будівельну частину ТП.
Допускається при визначенні одиничної потужності цехового трансформатора
користуватися наступними критеріями [9]:
– при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000, 1600 кВА;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 57
– при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
– при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою
S
max
S , кВА/м2 ,
F
де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F – площа цеху, м2).
Попередньо обираються можливі варіанти потужності трансформаторів
ТП з урахуванням допустимого перевантаження в робочому і після аварійному
режимах.
Згідно [4, 9] рекомендується застосовувати наступні коефіцієнти
завантаження трансформаторів:
– якщо навантаження переважно ІІ категорії, для двотрансформаторної
ТП коефіцієнти завантаження кзаван =0,65–0,7;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і має місця взаємне
резервування на вторинної напрузі, кзаван =0,7–0,8;
– якщо навантаження переважно ІІ категорії і наявності складського
резерву трансформаторів, а також при навантаженнях ІІІ категорії,
кзаван 0,9 0,95 .
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
Визначається додаткова потужність НБК QНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Обираємо попередньо потужність трансформатору нашої цехової ТП,
користуючись співвідношенням
S 861,7
S ТП
приб T 615,6 кВ∙А.
2 0,7 1,4
Таким чином, номінальна потужність обраного трансформатору складає
Sном T =630 кВ∙А.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 58
Вибирається економічне оптимальне число цехових трансформаторів
NT.E. та економічне оптимальне значення потужності НБК QHK1.
Визначається додаткова потужність НБК QHK2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою
10 (6) кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складе
QHK QHK1 QHK2. (4.2)
сум
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
Sном Т , що призначені для живлення технологічно зв`язаних навантажень:
P
N max
min N,
кзаван Sном T
де Pmax – максимальне активне навантаження даної групи трансформаторів,
кВт (для нашого випадку Pmax Ppоз 0,4 цеху ) ;
кзаван – коефіцієнт завантаження трансформатора, для
двотрансформаторних підстанцій приймається 0,7 – 0,75, для
однотрансформаторних – 0,95;
Sном T – номінальна потужність трансформатора, кВА;
N – дробовий доданок до найближчого цілого числа.
773,3
Nmin 1 2 .
0,95 630
Економічна кількість трансформаторів Nе знаходиться за виразом
Nе Nmin m ,
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [3, 6] у
функції Nmin і N .
Nе 2 0 2 ,
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax T ,
яка передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається
вона за формулою
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 59
2
Qmax T Nе кзаван.ф Sном T Р2
max .
S
де кзаван.ф – фактичний коефіцієнт завантаження, к ТП
заван.ф .
Ne Sном T
861,7
кзаван.ф 0,68 .
2 630
У такому разі
Qmax.T = (2 0,68 630)2 773,32 368,2 квар .
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QHK1 складе:
QHK1 Qmax Q ,
0,4 max T
де Qmax – сумарна реактивна потужність напругою 0,4 кВ за найбільш
0,4
завантажену зміну, квар.
QHK1 382,1 368,2 13,9 квар .
При QHK1 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не
потрібно. У нашому випадку QHK1 0 квар, тобто встановлювати батареї не
потрібно.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QHK2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою [6]
QHK2 Qmax Q
0,4 HK1 Nе Sном Т ,
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників
K1, K2 , схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі.
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько- та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі – 12, однозмінній – 24.
Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП ГПП та потужність
трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з даними [6].
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 60
QHK2 382,113,9 0,18 2 630 141,4 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2 0 , тоді додатково
встановлювати конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів згідно
формули (4.2) складає
QHK 141,4 13,9 155,3 квар.
сум
Таким чином, за результатами розрахунків вибираємо дві комплектні
конденсаторні установки марки УК4-0,415-80 ТЗ потужністю 80 квар і
напругою живлення 0,4 кВ.
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Транспортування електроенергії здійснюють за рахунок витрати певної
частини самої продукції, тому втрати електричної енергії при її передачі
неминучі.
Крім цих «необхідних технологічних витрат» у всіх елементах системи
електропостачання виникають суттєві додаткові втрати активної потужності і
енергії, що обумовлені завантаженням їх реактивною потужністю, яка
передається споживачам по лініях електропередачі.
Вибір компенсуючих пристроїв виконують одночасно з вибором інших
основних елементів системи електропостачання підприємства з урахуванням
динаміки зростання ЕН і постійного розвитку системи. Вибір виконують на
основі наступних початкових даних:
– максимальних, мінімальних і після аварійних режимів реактивних
потужностей, які споживають ЕП підприємства;
– технічних умов енергосистем з вказаною величиною реактивної
потужності, яка передається із мережі енергосистем в мережу підприємства в
режимі найбільших активних навантажень енергосистеми.
Під час вибору компенсуючого пристрою потрібно:
– визначати доцільну ступінь використання реактивної потужності
генераторів власних електростанцій підприємства і синхронних двигунів в
мережах на напругу до 1000 В і вище;
– враховувати реактивну потужність, що генерується силовими
трансформаторами, ПЛ, струмопроводом і КЛ напругою вище 20 кВ, а також
КЛ напругою 6 (10) кВ значної протяжності;
– розглядати доцільність застосування для компенсації реактивної
потужності перетворювальних установок, спеціальних засобів компенсації.
Для підприємств з великою нерівномірністю графіків навантажень
передбачається автоматичне регулювання:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 61
– збудження синхронних електродвигунів;
– потужності частин конденсаторних батарей в залежності від режиму
роботи системи електропостачання;
Кількості і потужності нерегульованих конденсаторних батарей
приймають за найменшим реактивним навантаженням електричної мережі
підприємства.
Кількість і потужність ступенів регулювання конденсаторних установок
визначають в відповідності з графіком навантажень та з урахуванням
технічних умов енергосистем.
Як правило, слід застосовувати дво- або триступеневе регулювання
конденсаторних батарей з розподілом їх на секції однакової потужності. У разі
невеликої різниці в навантаженнях двох денних змін слід застосовувати
двоступеневе регулювання.
В необхідних випадках для збільшення кількості ступенів регулювання
допускають застосовувати секції компенсуючих пристроїв різної потужності.
У разі наявності на підприємстві декількох конденсаторних установок
застосовується багатоступеневе регулювання сумарної реактивної
потужності, яка генерується усіма конденсаторними установками
підприємства, шляхом різночасного увімкнення окремих батарей у
відповідності з графіком навантаження.
Розподіл компенсуючих пристроїв на різних ступенях системи
електропостачання виконується на підставі ТЕР. Найбільший економічний
ефект забезпечується розташуванням цих засобів близько від ЕП з найбільшим
споживанням реактивної потужності.
Конденсаторні батареї напругою до 1000 В встановлюють, як правило, в
цеху біля розподільчих пунктів або приєднувати до магістральних
шинопроводів.
Централізована установка конденсаторів напругою до 1000 В на ТП або
на головній дільниці магістрального шино проводу допускають лише в тих
випадках, коли установка конденсаторів в цеху можлива за умовами пожежної
безпеки.
Згідно рекомендацій [10] для типового розміщення електроприймачів у
цеху, практично рівномірної густині навантаження, відсутності РП високої
напруги, приймаємо схеми компенсації з розташуванням засобів компенсації
(конденсаторних батарей) на шинах цехової підстанції.
Параметри КУ у інших цехах приведено у таблиці 4.1 – Вибір кількості та
потужності цехових трансформаторів та НКБ
Установку конденсаторів напругою 6 (10) кВ передбачають:
– на цехових підстанціях, які мають РУ на напругу 6 (10) кВ;
– на розосереджених ПГУ або ГПП, безпосередньо від яких виконується
розподіл електроенергії між цеховими підстанціями.
Індивідуальна компенсація може бути допущена як виключення у
потужних ЕП з низьким коефіцієнтом потужності та з великою кількістю
годин роботи на рік.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 62
У разі ввімкнення конденсаторних батарей до мереж з джерелами вищих
гармонік потрібно перевіряти вірогідність перенавантаження конденсаторів
струмом в розрядженому або близьких до цього режимах і застосовувати
необхідні заходи з їх усунення.
Компенсація реактивної потужності є невід’ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно [10].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними
даними є максимальна реактивна потужність Qmах та вхідна реактивна
потужність Qек , що погоджена з енергопостачальною організацією на межі
балансової приналежності.
Максимальна реактивна потужність Qвк на шинах розподільчої
установки 10 кВ підстанції, яка повинна бути скомпенсована
високовольтними батареями статичних конденсаторів, визначається за
виразом
Qвк кнс Qmax Qт - Qек - Qнк.ф ,
де кнс – коефіцієнт, що враховує неспівпадання за часом найбільшого
навантаження промислового підприємства з максимумом навантаження
енергосистеми (чисельні значення коефіцієнту кнс визначаються за
довідковими даними);
Qmax – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qт – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторах, квар;
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою в
часи її максимуму навантаження, квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторів, квар (таблиця 4.1).
Згідно отриманого значення приймаються до встановлення за
довідковими даними високовольтні конденсаторні установки з потужністю,
що дорівнює розрахунковому значенню, поділеному на кількість секцій шин
підстанції, що проєктується.
З енергосистемою узгоджено Qек = 98,4 квар.
Qвк 0,92 4568,1 670,25 98,4 2220 2751,3 .
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення високовольтні
конденсаторні установки з потужністю, що дорівнює розрахунковому
значенню, поділеному на кількість секцій підстанції, а саме: дві конденсаторні
установки марки УКЛ-10,5-1350 У3.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 63
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 64
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської
мережі
Вибір способу позацехового електропостачання слід виконувати на
підставі техніко-економічних розрахунків порівнянних варіантів по мінімуму
приведених витрат з урахуванням трудовитрат при виробництві
електромонтажних робіт.
Нами враховані наступні фактори:
– надійності і зручності експлуатації (ремонтоздатність, додаткова
прокладка ліній),
– ступінь забрудненості повітря, грунту,
– щільність забудови проммайданчика, рівень грунтових вод,
– розміщення технологічних, транспортних та інших комунікацій,
– вимоги пожежної безпеки,
– перспективу розвитку мережі тощо.
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують
магістральною, радіальною або змішаною схемами [3, 6, 13]. Вибір схеми
визначається категорією надійності споживачів електроенергії, їх
територіальнім розміщенням, особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужністю підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП.
Радіальні схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи
електропостачання, від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється
не менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій
джерела живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400–
630 кВ·А одержують живлення по одиночним радіальним лініям без
резервування, якщо відсутні споживачі І та ІІ категорій і по умовам прокладки
ліній можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають
споживачів ІІ категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною
лінією з роз’єднувачами на кожному кабелі.
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
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 65
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна , ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднані 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 вибирають за економічною
густиною струму з перевіркою на умови нагріву довготривалим
розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному режимах, на
допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів короткого
замикання.
При визначенні перерізу жил кабелів для живлення цехових ТП за
розрахункову потужність кожного трансформатора приймають максимальне
навантаження ( Рmax 10 і Qmax 10 ) з врахуванням втрат потужності в
трансформаторі. Втрати активної Рт та реактивної Qт потужності в
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 66
трансформаторі з достатньою для практики точністю приймають рівними
відповідно 2 % и 10 % повної максимальної потужності із сторони низької
напруги трансформатора
Рmax 10 = Рроз 0,4 + РТ = Рроз 0,4+ 0,02 Sном Т ; (5.1)
Qmax 10= Qроз 0,4+ QТ = Qроз 0,4+ 0,1Sном Т , (5.2)
де Рроз 0,4 , Qроз 0,4 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ (активне,
реактивне).
Розрахункову потужність лінії з урахування електричної схеми
живлення визначаємо за співвідношенням
2 2
S Л = Р
i max 10 і + Qmax 10 і ,
де Рmax 10 і , Qmax 10 і – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії і-ого трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах, що
розраховані за співвідношеннями %, 5.1 – 5.2). Розраховані дані заносимо у
таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Р
ТП роз 0,4 Qроз 0,4 Sном Т , Рmax 10 , Qmax 10 , S Л ,
кВт квар кВ·А кВт квар кВ·А
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 1 635,6 355,9 1000 655,6 455,9 798,6
ТП-2 2 773,3 382,1 630 785,9 445,1 903,2
ТП-3 1 1012,6 600 1600 1044,6 760 1291,8
ТП-4 2 623,1 377,8 630 635,7 440,8 773,6
ТП-5 1 646,3 383,5 1000 666,3 483,5 823,3
ТП-6 1 640,9 357,3 1000 660,9 457,3 803,7
ТП-7 1 856,7 594,1 1600 888,7 754,1 1165,5
ТП-8 2 872,1 611,0 1000 892,1 711 1140,8
ТП-9 1 660,5 453,7 1000 680,5 553,7 877,3
ТП-10 1 537,1 381,5 1000 557,1 481,5 736,3
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП–ТП) в
нормальному режимі визначається як
SЛ
Iроз, Л = і .
і 3 Uном
Для цеху, який обрано у якості прикладу
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 67
Кількість т-рів
шт
798,6
Iроз Л (ГПП - ТП 1 ) = 46,2 А .
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2
(графа 4).
Згідно економічної густини струму j ек визначаємо стандартний переріз
Fек кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп ,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
Iроз, Лі 46,2
Fек = 33 мм2 .
j ек 1,4
Обираємо переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП1) 25 мм2.
За допомогою отриманих даних обираємо згідно каталогу [19]
трижильний алюмінієвий кабель в свинцевій оболонці типу АСБГ (3×25),
Іном каб = 90 А .
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [1]
Іроз, Л Ідоп К1 К2 ,
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та повітря
К1 1,05 ;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості числа кабелів
прокладених паралельно К2 0,90 ;
Ідоп – тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах.
46,2 90 1,05 0,9 85,1 А
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Іроз Л Ідоп К1 К2 К3 ,
де К3 – допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3 1,25 .
Для нашого випадку
46,2 2 А 92,4 А 90 1,05 0,9 1,25 106,3 А
тобто умова виконується.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 68
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більш 5% Uном і визначається за виразом [6]:
ΔU= 3 Iроз Л LКЛ rо cos + xо sin ,
де LКЛ – довжина лінії, км;
ro , xo – відповідно питомий активний і реактивний опір лінії, Ом/км;
cos – коефіцієнт потужності навантаження лінії.
Втрата напруги в кабельній лінії, що розглядається в якості прикладу,
буде
ΔU 3 46,2 0,1 (1,54 0,77 0,072 0,64) 9,8 В
Таким чином, умова виконується, так як
ΔU = 15,9 0,05 Uном 52 В
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній, обираємо
за довідковими даними та заносимо їх в таблицю 5.2.
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка LКЛ , SЛ , Iроз Л , Fек , Ідоп , Прийнята
Марка кабелю
кабелю м кВА А мм2 А F , мм2
1 2 3 4 5 6 7 8
ГПП-ТП1 100 798,6 46,2 33 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП2 110 903,2 52,2 37,3 115 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП3 140 1291,8 74,7 53,4 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП4 320 773,6 44,7 31,9 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП5 250 823,3 47,6 34 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП6 210 803,7 46,5 33,2 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП7 190 1165,5 67,4 48,1 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП8 200 1140,8 65,9 47,1 140 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП9 150 877,3 50,7 36,2 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП10 220 736,3 42,6 30,4 90 25 АСБГ(3×25)
ГПП-БСК10 10 1350 78 55,7 140 50 АСБГ(3×50)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 69
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000 В
Розрахунок електромагнітних перехідних процесів у СЕП при коротких
замиканнях, як найбільш характерних збудженнях, має важливе значення для
проєктування та експлуатації. Такий розрахунок передбачає знаходження
значень струму та інших параметрів режиму КЗ у точці виникнення КЗ або в
інших точках СЕП чи вітках мережі при заданих умовах. Розрахунки режиму
КЗ необхідні для вирішення таких завдань[1]:
• виявлення умов роботи споживачів енергії при можливих КЗ та
допустимості того чи іншого режиму;
• вибір та перевірка електроустаткування за умов КЗ;
• проєктування і налагодження засобів релейного захисту та
системної автоматики, вибір запобіжних пристроїв автоматичних
комутаційних апаратів;
• зіставлення, оцінка та вибір схем електричних з'єднань СЕП;
• координація і оптимізація значень струмів та потужності КЗ;
• оцінка стійкості режиму СЕП та її вузлів навантаження;
• проєктування заземлювальних пристроїв;
• визначення впливу струмів КЗ на лінії зв'язку;
• вибір розрядників для захисту електроустановок від перенапруги;
• аналіз аварій в електроустановках;
• проведення різних випробувань у СЕП.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. При цьому вважають, що КЗ
– симетричне і перехідний процес аналізується в одній фазі. Для цього
здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого –
в заміні окремих елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій
же послідовності.
Розрахунок ведеться згідно Держстандарту [11].
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.
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проєктування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 70
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Загалом для СЕП великих підприємств урахування явищ, що
характеризують процес КЗ, при розрахунку параметрів режиму – справа
трудомістка. Точне визначення струмів та напруг КЗ являє собою громіздке
завдання, розв'язуване з використанням методів розрахунку, орієнтованих на
застосування засобів обчислювальної техніки.
Для вирішення більшості практичних завдань проєктування та
експлуатації СЕП допустима деяка похибка у визначенні струмів КЗ, значення
якої необхідно співвідносити з цільовим призначенням розрахунку. Тому
можливе введення низки обмежень та припущень, що ідеалізують та
спрощують опис процесу КЗ і дають змогу використовувати уточнені або
спрощені методи розрахунку.
Розрахункову схему СЕП можна безпосередньо використовувати для
обчислення струмів КЗ аналітичними методами. Вона містить реальні
елементи (на різних ступенях напруги) з електромагнітними зв'язками,
опорами втрат і розсіювання. З можливістю застосування методів теорії
електричних кіл у розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді
електричного контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний
процес аналізується в одній фазі. Для цього здійснюють перехід від
розрахункової схеми до схеми заміщення, суть якого – в заміні окремих
елементів електричними еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Розрахунок ведемо згідно чинного держстандарту методом точного зведення
в іменованих одиницях.
Точне зведення в іменованих одиницях виміру полягає в перерахуванні
значень показників елементів на ступень напруги, який називають основним.
Таким може бути будь-який ступень напруги СЕП, у тому числі – й фіктивний.
Зведення значень параметрів режиму Ei , Ui , Ii та опору zi елемента в
іменованих одиницях з i–го ступеня напруги, віддаленого від основного
кількома послідовно ввімкненими трансформаторами з фактичними
коефіцієнтами трансформації n1, n2, ..., nm , здійснюється за
співвідношеннями:
E = Ei n1 n2 nm ; (6.1)
U = Ui n1 n2 nm ; (6.2)
I
I = i ( 6.3)
n1 n2 nm
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 71
z = zi n1 n2 nm .2 , (6.4)
де E, U, I, z – зведені величини, а коефіцієнт трансформації ni кожного
трансформатора визначають як відношення напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до основного ступеня напруги, до напруги холостого ходу обмотки,
зверненої до ступеня напруги, де міститься елемент, параметри якого
зводяться.
Якщо первинні параметри режиму E* (ном) , U* (ном) , I* (ном) та опір
z* (ном) елемента задані у відносних одиницях виміру щодо номінальних умов
(номінальна напруга Uном та потужність Sном на i-му ступені напруги), то їхні
зведені до основного ступеня напруги значення в іменованих одиницях виміру
встановлюють за виразами:
E = E *(ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.5)
U = U* (ном) i Uном n1 n2 nm ; (6.6)
S
I = I ном
* (ном) i ; (6.7)
3 Uном n1 n2 nm
U2
z = z ном
* (ном) i n1 n2
2
nm ; (6.8)
Sном
U 2
z = z ном
* ном і n1 n2 nm . (6.9)
3 I ном
У схемі заміщення, де значення показників елементів зведені за
вказаними співвідношеннями, обчислені значення параметрів режиму будуть
натуральними тільки для основного ступеня напруги. Для іншого ж ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання є
прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [11, 12]
припущення.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 72
Рисунок 6.1 – Розрахункова схема розрахунку КЗ
Схему складаємо однолінійною (рисунок 6.2).
Рисунок 6.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
– номінальна напруга енергосистеми UC =110 кВ :
– потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ А ;
– довжина повітряної лінії lПЛ = 65 км .
Середнє розрахункове значення питомого індуктивного опору складає
для повітряних ліній напругою 6–220 кВ хПЛ, пит = 0,4 Ом/км .
Для обраних кабельних ліній хкаб. пит = 0,099 Ом/км ; rкаб. пит =1,24 Ом/км
[19].
Необхідні дані по силовим трансформаторам беремо із каталогів після
вибору типа трансформатора:
– номінальна потужність S ном. Т = 6,3 МВ А ;
– напруга КЗ UКЗ=10,5% ;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 73
U 115
– фактичний коефіцієнт трансформації n = ном В = .
Uном Н 11
За основний ступень напруги приймаємо довільно першу ступень (рисунок
6.2). Розподіл елементів схеми за ступенями напруги буде наступним:
– І ступень, (основна): ХС , ХПЛ .
– ІІ ступень: ХТ , Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7 ,
де ХТ – індуктивний опір силового трансформатора, Х2 , X5, X7 , R2, R5, R7
– індуктивний та відповідно активний опори кабельних ліній Л2, Л5, Л7.
Розрахуємо значення показників елементів схеми заміщення обраним
методом, використовуючи для цього формули (6.1) – (6.9), які для індуктивних
опорів мають вид:
– приведений до основного ступеня індуктивний опір системи
2
U2
2 110 103 2
ХС = C n 1 7,562 Ом ;
SКЗ 1600 106
– приведений до основного ступеня індуктивний опір повітряної лінії
ХПЛ = lПЛ хПЛ, пит 2 2
n 65 0,4 1 26 Ом ;
– приведений до основного ступеня індуктивний опір силового
трансформатора
U2
U 2 10,5 11103
ном. Н 2
2
КЗ 115
ХТ = n 220,4 Ом ;
100 Sном Т 100 6,3 106
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л2
2
115
Х2 = хкаб. пит L
2
КЛ 2 n =0,099 0,14
1,5 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л5
2
Х = х L n2 =0,099 0,25
115
5 каб. пит КЛ 5 2,7 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня індуктивний опір кабельної лінії Л7
2
115
Х7 = х 2
каб. пит LКЛ 7 n = 0,099 0,19
2,05 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л2
2
115
R 2 = r L 2
каб. пит КЛ 2 n = 1,24 0,14 18,9 Ом ;
11
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 74
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л5
2
2 115
R5 = r
каб. пит LКЛ 5 n = 1,24 0,25 33,9 Ом ;
11
– приведений до основного ступеня активний опір кабельної лінії Л10
2
115
R = r 2
7 каб. пит LКЛ 7 n = 1,24 0,19
11 25,8 Ом .
Таким чином, нами розраховано всі елементи схеми заміщення методом
точного зведення в іменованих одиницях.
6.2 Розрахунок струмів з трифазного короткого замикання в
характерних точках
На практиці здебільшого визначають не повний струм КЗ, а тільки його
складові. Наприклад, основною розрахунковою величиною під час вибору
параметрів пристроїв релейного захисту та системної автоматики є початкове
значення періодичної складової струму КЗ. Вибираючи провідники й апарати,
необхідно знати початкове значення періодичної складової струму КЗ,
ударний струм, значення періодичної та аперіодичної складових для заданого
моменту часу тощо.
Для найбільш характерних обраних точок короткого замикання К1–К5
розраховуємо початкове значення періодичної складової струму КЗ, ударний
струм.
Струм короткого замикання визначаємо згідно закону Ома, який для
зведених величин I, U, z буде мате вид:
U
I КЗ= , (6.10)
zΣ
де I КЗ – зведений до основного ступеня струм КЗ короткозамкненого
ланцюга;
zΣ – сумарний зведений до основного ступеня опір коротко замкнутого
ланцюга (одної фази);
U – зведена до основного ступеня фазна напруга енергосистеми:
Uc 110 103
U = n1 n2 nm 63510 В .
3 3
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 75
Відмітимо, що обчислені значення струму КЗ будуть натуральними
тільки для основного ступеня напруги (І ступень). Для другого ступеня
напруги СЕП натуральні значення струму та напруги визначають
перерахуванням за відповідними коефіцієнтами трансформації
трансформаторів між шуканим і основним ступенями згідно (6.3 ), а саме
ІКЗ, і = ІКЗ, і n .
Позначимо ZΣ(К1) - ZΣ(К5) – сумарний приведений до основного ступеня
опір короткозамкнених ланцюгів з точками замикання К1– К5 відповідно.
Знайдемо сумарний опір для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Z Х = ХС + ХПЛ = 7,562 + 26 = 33,56 Ом .
К1 К1
Точка короткого замикання К2:
Z Х = Х
К2 К2 С +ХПЛ +ХТ = 7,56 + 33 + 220,4 260,96 Ом .
Точка короткого замикання К3:
2 2 2 2
Z = Х + R2 = ХС +ХПЛ +ХТ +Х2 + R =
К3 К3 2
2 2
= 7,56 26 220,4 1,5 18,9 256,2 Ом
Точка короткого замикання К4:
2 2 2
Z = Х2
+ R5 = ХС +Х
К4 К4 ПЛ +ХТ +Х5 + R5 =
.
2 2
= 7,56 26 220,4 2,7 33,9 258,9 Ом
Точка короткого замикання К5:
2 2 2
Z = Х2
+R7 = ХС +Х
К5 К5 ПЛ +ХТ +Х7 +R7 =
.
= 7,56 18 220,4 2,052 2
25,8 249,3 Ом
Знайдемо зведений струм короткого замикання для кожної точці КЗ.
Точка короткого замикання К1:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 76
U 63510
I КЗ (К1) = = = 1892,4 А .
z 33,56
К1
Точка короткого замикання К2:
U 63510
I КЗ (К2) = = 243,4 А .
z 260,96
К2
Точка короткого замикання К3:
U 63510
I КЗ (К3) = = 247,9 А .
z 256,2
К3
Точка короткого замикання К4:
U 63510
I КЗ (К4) = = 245,3 А .
z 258,9
К4
Точка короткого замикання К5:
U 63510
I КЗ (К5) = = 254,8 А .
z 249,3
К5
Натуральне значення струму КЗ у обраних точках буде:
– точка короткого замикання К1:
І КЗ (К1) = ІКЗ (К1) n1 1892,4 1 1892,4 А ;
– точка короткого замикання К2:
115
ІКЗ (К2) = ІКЗ (К2) n2 = 243,4 2544,6 А ;
11
– точка короткого замикання К3:
ІКЗ (К3) = ІКЗ (К3) n2 247,9 10,455 2591,8 А ;
– точка короткого замикання К4:
ІКЗ (К4) = ІКЗ (К4) n2 245,3 10,455 2564,6 А ;
– точка короткого замикання К5:
ІКЗ (К5) = І КЗ (К5) n2 254,8 10,455 2663,9 А .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 77
Таким чином, нами розраховані шукані величини IКЗ(К1) - IКЗ(К5) точним
методом в іменованих одиницях.
Розрахуємо ударний струм короткого замикання.
При розрахунку ударного струму вважають [15, 16]:
1) ударний струм наступає через 0,01 с після начала КЗ;
2) амплітуда періодичної складової струму КЗ в момент t = 0,01 с
дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ.
В простих радіальних електричних мережах ударний струм слід
визначати згідно формули
0,01
-
iу = 2 Iп 0 (1 + e Ta ) = 2 Iп 0 kу ,
де kу – ударний коефіцієнт,
Та – стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ, с.
У складних розгалужених електричних мережах ударний струм КЗ варто
обчислювати методами вузлових напруг або контурних струмів (при нульових
початкових умовах).
При наближених розрахунках ударного струму КЗ в складних мережах
допускається використовувати формулу
0,01
-
iу = 2 Iп 0 (1 + е Та, ек ) ,
де Та, ек – еквівалентна стала часу затухання аперіодичної складової струму КЗ,
с.
Якщо точка КЗ розділяє схему на радіальні незалежні вітки, то при
наближених розрахунках ударний струм КЗ слід визначати як суму ударних
струмів окремих віток:
0,01
m -
iу = Σ 2 I (1 + e Ta,i ) ,
i = 1 п 0 i
де Iп0i – початкове діюче значення періодичної складової струму КЗ в і-ої
вітки.
Розрахуємо ударний струм для точок короткого замикання К1– К5. Для
цього використаємо указівки [15, 16], що для мереж напругою вище 1000 В, в
яких нехтують активним опором, ударний коефіцієнт kу = 1,8 .
Таким чином для визначених місць короткого замикання ударний струм
буде:
– точка короткого замикання К1:
iу (К1) = 2 k у IКЗ (К1) = 2 1,8 1892,4 = 4817,3 А ,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 78
– точка короткого замикання К2:
iу (К2) = 2 k у IКЗ (К2) = 2 1,8 2544,6 = 6477,5 А ,
– точка короткого замикання К3:
iу (К3) = 2 k у IКЗ (К3) = 2 1,8 2591,8 = 6597,6 А ,
– точка короткого замикання К4:
iу (К4) = 2 kу IКЗ (К4) = 2 1,8 2564,6 = 6528,4 А ,
– точка короткого замикання К5:
iу (К5) = 2 k у IКЗ (К5) = 2 1,8 2663,9 = 6781,2 А .
Визначені величини ударного струму та початкового значення
періодичної складової струму КЗ заносимо у таблицю 6.1.
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Місце короткого замикання
Параметр
К1 К2 К3 К4 К5
ІКЗ , А 1892,4 243,4 247,9 245,3 254,8
ІКЗ , А 1892,4 2544,6 2591,8 2564,4 2663,9
іy , А 4817,3 6477,5 6597,6 6528,4 6781,2
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі
110 кВ
Розрахунок струму однофазного короткого замикання здійснюємо у
відносних одиницях. Для розрахункової схеми (рисунок 6.3), що містить точку
А однофазного короткого замикання, складаємо схему заміщення (рисунок
6.4), користуючись рекомендаціями та припущеннями, вказаними у [11, 12,
15].
Рисунок 6.3 – Розрахункова схема однофазного КЗ
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 79
У схема заміщення однофазного КЗ обґрунтовано нехтуємо активними
складовими повного опору.
Рисунок 6.4 – Схема заміщення однофазного КЗ
Розрахунок ведемо у відносних одиницях. Базисну потужність довільно
вибираємо Sб =100 МВ А , базисну напругу на першому (основному) ступені
приймаємо Uб,1=110 кВ , базисний струм на цьому ступені буде
Sб 100 106
Іб = 525 А .
3 Uб,1 3 110 103
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ має зв’язок зі струмом І(1)
КЗ1
прямої послідовності однофазного КЗ співвідношенням:
І(1) = 3 І(1)
КЗ КЗ1 . (6.11)
У свою чергу, струм І(1)
КЗ1 прямої послідовності однофазного КЗ може
бути визнано за допомогою метода симетричних складових, основне
співвідношення якого у загальному вигляді має вид:
EІ(n) А Σ
КЗ1 = , (6.12)
j(X + ΔX(n)
1Σ )
де Е А Σ – сумарна ЕРС джерел енергії;
Х1Σ – сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ;
ΔХ(n) – додатковий індуктивний опір, що визначається видом
несиметричного КЗ (n) та параметрами схем заміщення зворотної і нульової
послідовності.
Для нашого випадку формула (6.12) прийме вид:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 80
І(1) Е
КЗ1 = * Іб , (6.13)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
де Х*2Σ – індуктивний опір зворотної послідовності;
Х*0Σ – індуктивний опір нульової послідовності.
U
Величина Е = C
* =1, тоді з урахуванням цього формула (6.13) прийме
Uб,1
вид
І(1) І
КЗ1 = б . (6.14)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
З методу симетричних складових також відомо, що індуктивний опір
зворотної послідовності Х2 дорівнює індуктивному опору прямої
послідовності Х1 [14]. У такому разі, з урахуванням того, що всі елементи
схеми заміщення знаходяться на одному ступені напруги, а розрахунок
проводимо у відносних одиницях, буде справедлива рівність:
Х*1= Х* 2
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ
визначається через опір прямої послідовності повітряної лінії Х*1, ПЛ з
врахуванням коефіцієнта n за співвідношенням
Х* 0, ПЛ = n Х*1, ПЛ .
Величина коефіцієнту n залежить від конструктивного виконання лінії
і для одноланцюгової лінії зі сталевими тросами має значення n=3 . Таким
чином,
Х* 0, ПЛ = 3 Х*1, ПЛ (6.15)
Модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного КЗ[12]:
(1) 3
ІКЗ = Іб . (6.16)
Х*1Σ + Х*2Σ + Х*0Σ
У цьому співвідношенні невідомою величиною є сумарний індуктивний
опір нульової послідовності Х*0Σ . Величина Х*0Σ складається з опору
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 81
нульової послідовності системи Х* 0, С , опору нульової послідовності
повітряної лінії Х* 0, ПЛ , а також опору нульової послідовності
двообмоткового трансформатора Х* 0, Т , обмотки якого з’єднані за схемою
Y0 /Δ .
Опір Х* 0, Т залежить від конкретної схеми з’єднання обмоток [12] і для
нашого випадку:
U
Х* 0 Т = Х*1 Т = Х* Т = КЗ = 0,105 .
100
Опір нульової послідовності повітряної лінії Х* 0, ПЛ визначено
формулою (6.15). Таким чином, невідомою залишається лише одна складова,
а саме опір нульової послідовності системи Х* 0, С . Для визначення цієї
величини використаємо відоме співвідношення (6.15), але записане не для
точки А, а для короткого замикання на шинах підстанції (системи):
(1) 3
ІКЗ, С = Іб .
Х*1С + Х* 2 С+ Х* 0 С
Зв’язок між потужністю трифазного та однофазного коротких
замикань[12]:
S(1)
КЗ = k S(3)
КЗ
де k – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані КЗ від шин районної
підстанції, 0 k 1,5 і при КЗ у точці А (поблизу трансформатора ГПП) k 1,2
. Тоді
(1) S(1) k S(3)
ІКЗ С = КЗ = КЗ .
3 UС 3 UС
Отримаємо:
Іб 3 U
Х С 3
* 0 С = 3 - 2Х* С = X* C - 2X* C ,
k S(3)
КЗ k
тобто
3
Х* 0 С = Х
* С - 2 .
k
Таким чином, ми маємо усі складові сумарного опору Х* 0 Σ нульової
послідовності у точці А. Для визначення Х* 0 Σ складемо схему заміщення
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 82
(рисунок 6.5) нульової послідовності при однофазному короткому замиканні у
точці А.
Рисунок 6.5 – Схема заміщення нульової послідовності
З цієї схеми сумарний опір Х* 0 Σ нульової послідовності станове
Х* 0 С+ Х* 0 ПЛ Х* 0 Т
Х* 0 Σ = Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т = .
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т
Таким чином, нами для заданої електричної розрахункової схеми та
конкретної схеми з’єднання обмоток силового трансформатора одержані
співвідношення, що дозволяють розрахувати модуль І(1)
КЗ повного струму
однофазного короткого замикання. Далі обчислюємо чисельні значення
складових отриманих виразів.
Сумарний індуктивний опір схеми заміщення прямої послідовності
відносно точці несиметричного КЗ Х1Σ , а також індуктивний опір зворотної
послідовності Х*2Σ будуть:
Sб S
Х = Х = Х б
*1 * 2 * С + Х* ПЛ = + l
S ПЛ хПЛ, пит
U2
КЗ б
100 106 .
100 106
65 0,4 0,083 0,214 0,297
1200 106 3 2
110 10
Необхідні для визначення Х компоненти формули (1.50)
* 0
дорівнюють відповідно:
3 3
Х
* 0 С = Х* С 2 0,0625 2 0,03125 ;
k 1,2
S 100 106
Х* 0 ПЛ = 3 Х* ПЛ = 3 l б
ПЛ хПЛ, пит 3 65 0,4 2 0,64
U2
3
б 110 10
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 83
U , % 10,5
Х* 0 Т = Х = КЗ
* Т 0,105
100 100
Отже
Х* 0 С + Х* 0 ПЛ Х* 0 Т 0,03125 0,64 0,105
Х = 0,09 .
* 0 Х* 0 С + Х* 0 ПЛ + Х* 0 Т 0,03125 0,64 0,105
Таким чином, модуль І(1)
КЗ повного струму однофазного короткого
замикання
І(1) 3 3
КЗ = Іб 525 2635,98 А
Х + Х + Х 0,297 0,2105 0,09
*1 *2 *0
Нами знайдено шукане значення модуля повного струму однофазного
короткого замикання: І(1)
КЗ 3106,5 А .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 84
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП.
ВИБІР ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ
ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
Підстанції комплектні трансформаторні блокові на напругу 110 кВ
(КТПБ 110 кВ) призначені для прийому, перетворення, розподілу і транзиту
електричної енергії трифазного змінного струму промислової частоти 50 Гц
при номінальних напругах 110 кВ і використовуються для електропостачання
великих мережевих підстанцій, промислових і комунальних споживачів,
сільськогосподарських районів і великих будівництв.
КТПБ 110 кВ призначені для зовнішньої установки на висоті не більше 1000 м
над рівнем моря і роботи в умовах, відповідних виконань УХЛ категорії
розміщення I по ДСТУ EN 60529:2018 і ДСТУ 8280:2015 і в атмосфері типу II
по ДСТУ EN 60529:2018 з ізоляцією високовольтних апаратів категорій II по
ДСТУ 3399-96 і в IV кліматичному районі по вітрі і ожеледі згідно з
«Правилами улаштування електроустановок».
Основні параметри і характеристики КТПБ відповідають значенням, що
наведені в таблиці.
КТПБ складається з відкритих розподільних пристроїв (ВРП) з
елементами ошиновки, кабельних конструкцій, загально станційного пункту
управління (ЗПУ), елементів гнучкої ошиновки 10 (6) кВ, комірок
трансформаторів власних потреб (ТВП) і розподільчих установок 6 (10),
35 кВ зовнішньої установки. У районах півночі комірки КРУ розміщуються
тільки в закритих розподільних пристроїв (ЗРП). В якості КРУ 10 (6) кВ
можуть застосовуватися осередку серії КНВ-10, камери КСО-202, що також
вироблені ЗАТ «ЧЕАЗ».
ОРУ виконуються з блоків зі змонтованими апаратами високої напруги
і елементів ошиновки. Залежно від реалізованої схеми підстанції, до складу
ВРУ 110 кВ входять наступні блоки :
- Блок ОПН;
- Блок ізоляторів БІ;
- Блок вимикача БВ;
- Блок роз'єднувача БР;
- Блок трансформаторів струму БТС;
- Блок трансформаторів напруги БТН;
- Блок прийому ПЛ БП.
Конструкція блоків прийому ПЛ 110 кВ забезпечує портальний прийом
із застосуванням гірлянд і натяжних пристроїв, а також безпортальний прийом
безпосередньо на блок прийому ПЛ.
Кабельні конструкції в КТПБ передбачені двох типів:
- наземні із залізобетонних елементів, для основних кабельних
потоків.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 85
- підвісні, з металевими лотками, заводський поставки для
одиночних кабелів і кабельних зв'язків в межах ВРП.
Залежно від виконання КТПБ, призначення і від кліматичних умов,
схеми головних кіл виконуються окремо.
Схеми допоміжних кіл відповідають типовим рішенням і схемами,
спеціально розробленим для КТПБ з вимикачами на 110 кВ.
Електрична міцність ізоляції головних і допоміжних ланцюгів КТПБ
110 кВ відповідає вимогам ГОСТ 1516.3, відповідно з яким ізоляція повинна
витримувати випробувальну напругу.
Устаткування, що передбачене в схемах електричних з'єднань головних
кіл елементів КТПБ, узгоджується з Замовником поставка наступного
обладнання. Додатково вибираються:
- силові трансформатори;
- силові і контрольні кабелі, а також кабелі зв'язку;
- спуски з ПЛ 35-110 кВ до блокам прийому;
- натяжні і підтримуючі гірлянди;
- труби для прокладки кабелів;
- затискачі типу АШМ;
- збірні залізобетонні елементи;
- рейки для установки силових трансформаторів.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
Апарати, які застосовують в електроустановках, повинні задовольняти
умовам довготривалої номінальної роботи, режиму перевантаження
(форсований режим) та режиму можливих коротких замикань[1,3].
Апарати також повинні відповідати умовам навколишнього середовища,
виду установки (відкрита чи закрита), температурі, вологості, запиленості та
іншим показникам.
До силової апаратури мережі живлення відносяться комутаційні апарати
РУВН (вимикачі і роз’єднувачі та ін.), які вибираються по максимальному
струму і номінальній напрузі і перевіряються на електродинамічну і термічну
стійкість до струмів КЗ. Результати вибору зводяться в таблицю 7.1.
Вимикач вважається правильно вибраним, якщо каталожні дані більше
(дорівнюють) розрахунковим.
Роз’єднувач вибирається аналогічно, тільки відсутня перевірка на
допустимий струм відключення.
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз’єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносяться відповідні розрахункові дані, і
графу 2 – відповідні каталожні дані [19], а графа 3 містить умови вибору
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 86
апаратів. Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ–110II*–
40/2500У1 з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого
повітря – 45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності – до 9
балів та приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1.
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз= 18 А І ном = 2500 А Іроз Іном
іy = 6,8 кА I mах дин = 102 кА іу Imax дин
I n t = 2,695 кА І в і д к л = 40 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; t = 3 с;
К П К T
2 6 2 В І2 t
0,254 106 В2 с IT tT 4800 10 В с К Т T
В таблиці 7.1: ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання; ІТ
– нормований струм термічної стійкості апарата; tT – нормований час
термічної стійкості апарата; Imax дин – амплітудне значення повного струму
електродинамічної стійкості вимикача.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [19].
Алгоритм вибору роз’єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення. Результати вибору зводимо в таблицю 7.2.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз’єднувач серії РГН–
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 110 кВ Uном к = 110 кВ Uном Uном к
Іроз = 18 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,5 кА I mах дин = 80 кА іy Imах дин
ВК І2
П tК = (2,695 103)2 0,035 IT = 40 кА; tT = 3 с;
2 6 2 ВК І2
Т tT
0,254 106 В2 с IT tT 4800 10 В с
Остаточно, по даним таблиці обираємо роз’єднувач серії РГН–110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [19].
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 87
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН
Силовими апаратами розподільчої мережі є ввідні та секційні вимикачі.
Вибір їх не відрізняється від вибору силових апаратів мережі живлення.
Попередньо по номінальним даним обираємо ввідний вимикач навантаження
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношенням
S 3
І ВН ГПП 8586,7 10
роз 495,8 А .
3 U 3
ном 1,732 10 10
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз= 495,8 А І ном = 1000 А Іроз Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 52 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
В І2 t = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
К П К В 2
2 6 2 К ІТ tT
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В с
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Іроз визначаємо за співвідношення
S 3
І ВН ГПП 8586,7 10
роз, с е к ц. 247,9 А .
2 3 Uн 2 1,732 10 103
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу NEO ВВ/N10 з вбудованим електромагнітним приводом [19].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ Uном Uном к
І роз секц = 247,9 А І ном = 630 А Іроз секц Іном
іy = 6,927 кА I mах дин = 80 кА іу Imах дин
I n t = 2,721 кА І в і д к л = 20 кА I n t Iв і д к л
ВК І2
П tК = (2,721103)2 0,055 IT = 20 кА; tT = 3 с;
2
2 6 2 ВК ІТ tT
0,428 106 В2 с IT tT 1200 10 В с
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 88
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, для живлення вимірювальних приладів,
вибираються [19]:
– по номінальній напрузі
Uвст Uном ;
– за номінальним струмом
Іроб.max І1ном ,
причому номінальний струм повинен бути якомога ближче до робочого
струму установки, так як недовантаження первинної обмотки призводить до
збільшення похибок;
– за конструкцією і класу точності;
– по електродинамічної стійкості.
Слід враховувати, що електродинамічна стійкість у каталогу може
задаватися у двох формам: задано номінальний струм електродинамічної
стійкості iдин або кратність номінального струму електродинамічної стійкості
Кдин .
Умови перевірки на електродинамічну стійкість аналогічні умовам, що
використовуються при виборі вимикачів, але конкретна форма залежить від
параметра, яким стійкість задана у каталозі.
Термічна стійкість у каталогу також може задаватися у одній з двох
форм:
– задана кратність номінального струму термічної стійкості Ктер і
допустимий час tтер протікання струму Iтер ;
– задано номінальний струм термічної стійкості Iтер і допустимий час
tтер його протікання.
Далі виконують перевірку за відомими методиками на термічну
стійкість.
Для забезпечення обраного класу точності необхідно проводити
розрахунок і перевірку навантаження вторинної обмотки і його
співвідношення з нормованим для даного класу точності.
Для зручності вихідні дані та результати розрахунків представляють у
вигляді таблиці, наприклад таблиця 7.3
Трансформатори струму вибирають за номінальною напругою,
первинному та вторинному струмам, за родом встановлення, конструкції,
класу точності та перевіряємо на термічну стійкість при короткому замиканні
таблиця 1.12.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 89
Попередньо обираємо трансформатор струму [19] напругою 10 кВ типу
ТШЛП–10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформаторів струму напругою 10 кВ ТШЛП–10К
Розрахункові дані Каталожні дані
Uном = 10 кВ Uном к = 10 кВ
І роз= 495,8 А І ном к = 1000 А
і дин = kдин 2 І ном к
іy = 6,927 кА 30 1,4 1000 кА =
= 42 103 кА
В 2 3 2 I = 31,5 кА; t = 4 с;
К ІП tК = (2,72110 ) 0,12 T T
2 6 2
0,888 106 В2 с IT tT 3969 10 В с
Номінальний струм вторинної обмотки I2H 5 A , допустима потужність
S2H вторинної обмотки при cos 0,8 клас точності 0,5 складає 15 ВА.
Сумарний опір приладів
ΣS
r прил.
прил.= ,
I 2
2Н
де Sприл 7 ВА – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники
активної та реактивної енергії та ін.).
rк опір контактів rк 0,1 Ом.
14
rприл.= =0,28
2 Ом.
5
Опір з'єднувальних проводів:
S2Н - I2
2Н (r
r = прил + rк )
пров ;
I2
2Н
15 - 25 (0,28 + 0,1)
r пров = = 0,22 Ом.
25
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 90
lp. ρF пров.= ;
rпров.
25 0,02
Fпров. = = 2,27мм2.
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 .
Обраний трансформатор струму забезпечить допустиму похибку в
межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
Вибір типу трансформаторів напруги визначається його призначенням.
У результаті аналізу потрібно обрати кількість необхідних однофазних або
трифазних трансформаторів.
Трансформатори напруги обираються [19]:
– по напругі встановлення
Uвст Uном ;
– по конструкції і схемі з'єднання;
– по класу точності;
– по вторинному навантаженню
S2 S2ном ,
де S2ном – номінальна потужність вторинної обмотки у обраному класі
точності. При визначенні потужності враховується схема з'єднання.
Результати розрахунку навантаження основної обмотки трансформатора
для зручності подають у вигляді таблиці 7.6
В мережі 10 кВ приймаємо попередньо до встановлення трансформатор
напруги типу НТМИ–10–66УЗ [19]. Розрахунок навантаження основної
обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 91
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що cosφ споживається
Прилад Тип споживається
tgφ P, Q, S,
котушкою,
Вт вар ВА
Вт
Вольтметр Е–365 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
Лічильник А1800 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
Всього: 3 0,048 0,061 0,077
Якщо номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше Sф (ВА), тоді він буде працювати з
допустимою похибкою.
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Переріз кабелю на термічну стійкість до струмів трифазного короткого
замикання перевіряють за співвідношенням [19]:
I tпр
Fmin = ,
С
де tпр – приведений час;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С 85 ).
Приведений час можна визначати по виразу
tпр= tзах + tвідкл ,
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії апаратури, що відключає лінію.
У нашому випадку:
tпр = tзах + tвідкл = 0,08 0,12 0,2 с .
У такому разі
I tпр 4190 0,2
Fmin = = 22,2 мм .
С 83
Таким чином, для кабельна лінія що перевіряється, переріз якої 25 мм²,
задовольняє умовам термічної стійкості до струмів трифазного короткого
замикання.
Перевірку інших високовольтних кабельних лінії виконуємо
аналогічним чином, при необхідності змінюючи переріз до найближчого
більшого стандартного.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 92
Кількість
Котушок,
шт.
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до
1000 В, з якої найбільш поширена – напруга 380 кВ.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори6
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
По способам ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції системи електропостачання цеху
Цехові мережі виконують за радіальною, магістральною або змішаною
схемами [4, 6, 13]. Кожний вид схем має свою найбільш доцільну область
застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми.
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
Розміщення технологічного обладнання на плані цеху, надійність
електропостачання електроприймачів, номінальні напруги, потужності
електроприймачів, відстань від центру живлення, характер навантаження та її
розподіл по площі цеху є визначальними факторами при виборі схеми та
конструкції цехової мережі.
З врахування всіх факторів, що впливають на вибір схеми живлення, обираємо
радіальну схему. Живлення розподільчих пунктів здійснюємо кабелями.
Наявність на КТП і поблизу від неї комутаційно-захисних апаратів,
окремих приєднаній дозволяє простіше вирішувати задачі автоматизації в
цеховій електричній мережі.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 93
Усі споживачі можуть лишитися живлення тільки при ушкодженні на
збірних шинах ТП що малоімовірне внаслідок достатньо надійної конструкції
шаф комплектної трансформаторної підстанції (КТП).
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної
та електричної частин [7].
В світлотехнічної частині нами вирішуються наступні завдання:
обираються типи джерел світла і світильників, намічають найбільш доцільні
висоти встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні
характеристики освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
Вибір виду і системи освітлення
Штучне освітлення проєктується 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 застосовують для освітлення всього
приміщення, в тому числі й робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 94
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.
3а 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 т. ін.).
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 проводимо методом світлового потоку [7]
(методом коефіцієнту використання).
Розраховуємо освітлення цеху, розміри якогоABH 4860 6 ,
освітлення виконано лампами типу ДРЛ 125 у світильниках ГСП03-125. В
подальшому використаємо позначення, приведені на рисунки 8.2. В нашому
випадку hp = 0,1 м; hc = 1,1 м .
к3 ЕФ min S z , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [7];
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 95
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2 ;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, 96т..;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям [7] 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
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.
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 ,
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 96
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Рисунок 8.2 – Розміщення світильників цеху
Намітимо розміщення в світильників цеху, в першу чергу висоту підвісу
h .
h = H - hр - hс = 6 - 0,1 - 0,1 5,8 м .
Для прийнятого світильника, що має глибоку криву сили світла (буква Г
в позначенні світильника), знаходимо значення λ – λ=1.
Відстань між світильниками
La = λ h = 15,8 5,8 м .
При La = 6 м в ряду можна розмістити 6 світильників, тоді
2 l 54 6 8 6 м,
де l 5 м.
Приймаємо число рядів світильників рівним 6, тоді Lb = 6 м , а величина
La 6
= 1,0 1,5 .
Lb 6
Отримаємо кількість світильників в цеху N = 200 шт.
Розрахуємо індекс приміщення за виразом (8.2):
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 97
48 60
і = 7 .
5,8 (60 48)
Для приміщення з індексом і = 7 та коефіцієнтом відбиття
ρп = 0,7; ρс = 0,5; ρр = 0,1 коефіцієнт використання світлового потоку
світильників КВ 0,69. Для мінімальної освітленості Emin = 200 лк та
коефіцієнту запасу КЗ = 1,6 світловий потік Фсв відповідно до виразу (8.1)
складає
1,5 200 2880 1,15
Фсв = 8280лм.
200 0,6
Обираємо світильник типу ГСП03-125 з лампами типу ДРЛ 125,
світловий потік 6000 лм [20].
Визначимо відхилення обраного значення світлового потоку від
розрахованого:
Fр - Fном
Δ(%) = 100 %
Fр
8280 6000
Δ(%) 100% 0,27% .
8280
Обрана лампа за світловим потоком відрізняється від розрахункового на
0,8 % , що допустимо.
Активна потужність системи освітлення складає:
Рос PДРЛ125 N
Рос 200 0,125 25 кВт.
Реактивна потужність системи освітлення дорівнює:
Qmax оc Pmax оc tg0
Qmax оc 25 0,2 5квар.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 98
8.2.3 Електропостачання освітлювальних установок
Цехові мережі електричного освітлення повинні відповідати всім
вимогам ПУЕ до мереж напругою до 1 кВ та ще специфічним вимогам. Це
обумовлено їх значною довжиною та доступністю, необхідністю забезпечення
нормального ходу технологічного процесу, безпеки людей та пожежної
безпеки.
Відповідно до "Правил будови електроустановок" 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 й у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище
220 В, що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від
висоти їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних при
установці світильників загального освітлення з лампами розжарювання на
висоті менш 2,5 м при відсутності спеціальної конструкції світильника, що
виключає доступ до лампи без застосування інструмента, використовується
напруга не вище 42 В.
Світильники з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менш 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, металогалогенних і натрієвих ламп,
розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з'єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В з заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
– введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем
з мідними жилами і з ізоляцією, розрахованою на напругу не менше ніж 660 В;
– заборона введення у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380 В;
– нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги "380 В" при установці світильника в приміщеннях з підвищеною
небезпекою й особливо небезпечних;
– забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників системи
380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються у приміщеннях без
підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
й особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 99
аварійного освітлення, під'єднаного до незалежного джерела живлення; тих,
що встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не
особливо небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127 – 220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких
і приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в
арматурі спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в
приміщеннях з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має
застосовуватися напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах –
не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати [7]:
– 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
можливість забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для
силових навантажень напруга вище 380 В та коли система напруг 380/220 або
220/127 В неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняють живильні і групові лінії.
Живильна лінія з'єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії служать для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту
на кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів
на групових лініях не повинний перевищувати 25 А за винятком ліній, що
живлять лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше і
газорозрядні лампи потужністю 125 Вт і більше, у цьому випадку струм
захисного апарата не повинний перевищувати 63 А.
Кількість світильників, що підключається на одну фазу групової мережі
не повинна перевищувати:
– для ламп розжарювання, ДРЛ, ДРИ і натрієвих – до 20;
– для люмінесцентних ламп – до 50;
– для ксенонових ламп потужністю 10 кВт і вище – не більше однієї.
У конструктивному виконанні живильні лінії виконуються
чотирипроводними при мережі з заземленою нейтраллю і трифазними в
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 100
мережах з ізольованою нейтраллю. Групові лінії можуть бути однофазними
(1ф + N), двофазними (2ф), двофазними з нульовим проводом (2ф + N),
трифазними (3ф) і трифазними чотирипровідними (3ф + N). Останній вид лінії
використовується найбільш часто, тому що дозволяє зменшити переріз
провідникового матеріалу, забезпечити рівномірне навантаження фаз, знизити
коефіцієнт пульсації при живленні світильників від різних фаз.
Середня довжина трифазних чотирипровідних групових ліній для
системи напругою 380/220 В складає 80 м, для системи напруг 220/127 В –
60 м, довжина двопровідних групових ліній – відповідно 35 і 25 м.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рисунок 8.3). Радіальні схеми використовуються
при високих навантаженнях групових щитків (порядку 100–200 А) і
забезпечують більш високу надійність живлення. Магістральні схеми
дозволяють заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на
розподільних пунктах, однак мають меншу надійність живлення. Змішані
схеми одержали найбільше поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
При двотрансформаторних підстанціях (рисунок 8.4) забезпечується
більш висока надійність освітлення, коли частина освітлювальних установок
живиться від одного трансформатора, а друга – від іншого. При аварійному
відключенні одного з трансформаторів автоматичне включення резерву (АВР)
по низькій стороні забезпечить живлення освітлювальних установок від
іншого трансформатора. Система аварійного освітлення живиться
перехресним способом, тобто від іншого трансформатора по відношенню до
трансформатора робочого освітлення.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 101
Рисунок 8.4 – Схема живлення освітлювальної установки від
двотрансформаторної підстанцій
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з лампами розжарювання розрахункова
потужність (Рроз , кВт) визначається виразом
n
Рроз кп Рном ,
і
i1
де кп – коефіцієнт попиту;
n
Рном – сумарна встановлена потужність усіх світильників, кВт;
і
i1
n – кількість груп світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА
n
Рроз кп кдод Рном ,
і
i1
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, що складає для люмінесцентних ламп
зі стартерною схемою запалювання 1,25; при безстартерних схемах
запалювання 1,3; для ламп ДРЛ – 1,12; ДРИ, ДНаТ – 1,15, ДКсТ – 1,1.
Коефіцієнти попиту для розрахунку навантажень робочого освітлення в
живильній мережі приведені в таблиці 8.1 [7].
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 102
Таблиця 8.1 – Значення коефіцієнтів попиту для різних споживачів
Характеристика споживачів кп
Дрібні будівлі виробничого характеру 1,0
Виробничі будівлі, що складаються з окремих великих прольотів 0,95
Виробничі будівлі, що складаються з декількох окремих
приміщень 0,85
Проєктні і конструкторські організації 0,85
Школи, ПТУ 0,8
Підприємства суспільного харчування 0,8
Підприємства побутового обслуговування 0,8
Готелі і заклади керування 0,7
Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок мережі
аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
Для обраної нами системи освітлення розрахункова потужність дорівнює:
Рроз ос 11,12 25 28 кВт.
Для цеха обираємо схему живлення освітлювальної установки, що
приведена на рисунку 8.5.
Далі здійснюємо вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за
припустимим струмом навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимогам у
відношенні гранично припустимого 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 роду
прокладки відповідає допустимий нормований струм ( Ідоп , А). У такий спосіб
у практичних розрахунках користаються готовими таблицями довгостроково
допустимих навантажень, регламентованих ПУЕ і нормативами.
Зазначені таблиці складені для визначених температурних режимів
повітря і землі, що складають відповідно 25С та 15С , при відмінності
фактичних температур від зазначених використовується таблиця коефіцієнтів
перерахування, що приведена в ПУЕ.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 103
Рисунок 8.5 – Схема живлення освітлювальної установки:
1 – магістральні щитки робочого освітлення; 2 – групові щитки робочого освітлення
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є
Ідоп Іроз ,
де Іроз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі. Розрахунковий
струм в залежності від системи виконання мережі визначається виразами:
– для однофазних двопроводних мереж (1ф + N)
Pроз 103
Ipоз ;
Uф cos
– для двофазних двопроводних мереж (2ф + N)
P 3
I роз 10
pоз ;
2 Uф cos
– для трифазних чотирипроводних мереж (3ф + N)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 104
P 3
роз 10 Pроз 103
Ipоз ,
3 Uл cos 3 Uф cos
де Рроз – розрахункова потужність, кВт;
Uф, Uл – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
cos – коефіцієнт потужності, для мереж з лампами розжарювання
cos 1; для мереж з люмінесцентними лампами cos 0,95 ; для
газорозрядних ламп типу ДРЛ, ДРИ, ДНаТ з конденсаторами cos 0,9 ; без
конденсаторів – cos 0,57 .
P 3
роз 10 P 103
Ipоз роз .
3 Uл cos 3 Uф cos
28 103
Ipоз 47,3 кВт
3 0,38 0,9
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити
висновки, що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального
призначення з лампами типу ДРЛ 125 в повній мірі задовольняє вимогам ДБН
В.2.5-28-2018, що до загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Згідно отриманих вихідних даних, а також перерізу алюмінієвих
двожильних кабелів, що відповідає розрахунковому струму Ipоз 47,3А
обираємо алюмінієвий чотирижильний кабель типу АВВГ(3×10)+(1×6) з
допустимим струмом 65 А.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги.
Метою розрахунків є забезпечення припустимих рівнів напруг на
джерелах світла [7].
Зниження напруги щодо номінальної пов'язано зі зменшенням світлового
потоку світильників і, у кінцевому рахунку, рівнів освітленості на робочих
місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної зв'язано з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливо для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022 напруга в найбільш
віддалених лампах внутрішнього освітлення промислових підприємств і
суспільних будинків, а також прожекторних установок зовнішнього
освітлення повинна бути не нижча 97,5 % Uном , а в найбільш віддалених
лампах освітлення житлових будинків, аварійного і зовнішнього освітлення,
виконаного світильниками, – не нижча 95 % Uном . У мережах 12–42 В
допускаються втрати напруги до 10 % Uном , якщо рахувати від відводів
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 105
джерел живлення. Найбільша напруга в ламп не повинна перевищувати
105 % Uном .
У післяаварійних режимах на затисках газорозрядних ламп напруга не
повинна бути нижчою 90 % Uном , при інших лампах – не нижчою 88 % Uном .
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається виразом
M
U , (8.3)
C F
де М – момент освітлювального навантаження, кВтм (рисунок 8.6);
С – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [7];
F – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Рисунок 8.6 – Схеми підключення світильників
Таблиця 8.2 – Значення коефіцієнта С
Коефіцієнт С для
Напруга провідників
мережі, Система мережі і роду струму
В алюмініє
мідних
вих
380/220 Трифазна з нульовим проводом 77 46
380/220 Двофазна з нульовим проводом 34 20
Однофазна двопровідна змінного або постійного
220 12,8 7,7
струму
220/127 Трифазна з нульовим проводом 25,6 15,5
220 Трифазна трипровідна 25,6 15,5
220/127 Двофазна з нульовим проводом 11,4 6,9
127 Однофазна двопровідна змінного струму 4,3 2,6
110 Двопровідна змінного або постійного струму 3,2 1,9
36 Трифазна 0,68 0,42
36 Двопровідна змінного або постійного струму 0,34 0,21
24 Те ж 0,153 0,092
12 Те ж 0,038 0,023
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 106
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності.
Розрахуємо моменти освітлювального навантаження М для найбільш
віддалених ділянок і світильників.
Для ділянки 1 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до групового
щитка робочого освітлення в кінці цеху:
M1 P1 L1 ,
1
де P1 Pроз ос потужність групового щитка робочого освітлення,
4
L1 18 м – відстань від ТП до групового щитка робочого освітлення.
1
M1 28 15 105 кВт∙м.
4
Для ділянки 2 (рисунок 8.6) – від шин РУНН підстанції до для найбільш
віддалених світильників:
L
M2 P2 L0 P (L0 ) ,
2
P
де P роз ос
2 ,
4
28
P2 7 кВт.
4
L0 = 46м – відстань від ТП до останньої восьмої освітлювальної магістралі,
L = 25 м – довжина магістралі,
P
P роз ос
2 ;
40
28
P2 0,7 кВт.
40
Таким чином
М2 7 46 0,7(46 12,5) 363 кВт∙м.
Втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної мережі згідно (8.3)
складають:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 107
Для першої ділянки:
105
U1 0,38 % .
46 6
Для другої ділянки:
363
U2 1,3 % .
46 6
Таким чином, вимоги до напруги в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення цеху промислового підприємства – бути не нижче
97,5 % Uном – виконується.
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.
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[1].
Деякі мережі та її елементи перевірці на економічну густину струму,
згідно ПУЕ [1] не підлягають, що треба окремо проаналізувати та обов’язково
вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [1]. При цьому
повинно виконуватися умова
Ipоз Iдоп ,
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 табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти по нагріву струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносимо у таблицю.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 108
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 = Ipоз КП , (8.4)
і і
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
і
споживачі.
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання
автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Перевірці на економічну густину струму, згідно п.1.3.28 ПУЕ [1] не
підлягають:
– мережі промислових підприємств і споруд напругою до 1 кВ за числа
годин використання максимуму навантаження підприємств до 4000 – 5000;
– відгалуження до окремих електроприймачів напругою до 1 кВ, також
освітлювальні мережі промислових підприємств;
– збірні шини електроустановок і ошинування в межах відкритих і
закритих розподільчих установок всіх напруг ;
– мережі тимчасових споруд, а також пристрої з терміном служби 3–5
років.
Вибір перерізу провідників по технічним умовам включає:
– вибір по умовам теплового нагріву;
– по їх пропускної спроможності і умовами захисту;
– термічну стійкість до струмів короткого замикання;
– втрати напруги;
– механічна міцність.
На механічну міцність перевіряються голі проводи і приймаються
перерізи з умов механічної міцності для алюмінієвих S 35 мм2 і стальних
S 25 мм2 .
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні
забезпечувати допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що
нормуються стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової
мережі за розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз
провідника, а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 109
режимів в мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і
коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту,
– Uном мережі,
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Pmax ;
–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 В, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – ономічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 В 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.
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.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 110
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 різкіх 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 ( Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від перевантаження чи
ні, від температурних умов навколишнього середовища, характеру
приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно вибрати марку
провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім виконувати
розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимий Qтр доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням (8.1)
P
I = роз
pоз ,
3 Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт ;
Uном = 0,38 кВ.
Умовами вибору ліній живлення [1] є виконання співвідношення
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 111
І роз Ку. п Ітр. доп Л , (8.5)
Де Ітр. доп Л – допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Ку.п – коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (табл. 1.3.3 ПУЕ),
співвідношення прийме вид
І ном доп. Л Іmах = 1,25 Іроз , (8.6)
Переріз провідників однофазної цехової мережі обираємо згідно
величині розрахункового струму за співвідношенням
P
I = ном
pоз (однофаз) , (8.7)
Uном cosφ
де Рном – номінальна потужність згідно з завданням, кВт;
Uном = 0,38 (0,22) кВ – лінійна або фазна напруга відповідно.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі
живлення споживачів цеху, обираємо за каталожними даними [19] кабелі і
результати заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Вибір перерізу живлячого кабелю
Найменування Рном , cos І роз , Imax , Ітр. доп Марка
електроприймачів кВт А А А
1 2 3 4 5 6 7
Вентилятор приточний 22 0,7 40,3 50,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Вентилятор витяжний 5 0,8 8,6 10,8 19 АВВГ(4×2,5)
Подрібнювач 47 0,5 85,1 106,4 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Змішуючий гранулятор 33 0,8 62,7 78,4 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Фрезер 87 0,7 143,8 179,8 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Пневмо формуюча
18,5 0,8 32,3 40,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
установка
Конвеєр 10 0,9 18,8 23,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Відсікаючий ніж 3,5 0,8 6,1 7,6 19 АВВГ(4×2,5)
Свердлильний автомат 3,3 0,8 6,2 7,7 19 АВВГ(4×2,5)
Складальний маніпулятор 12 0,6 22,8 28,5 37 АВВГ(3×4)+(1×2,5)
Термо-формовочний прес 65 0,5 105,2 131,5 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Тельфер 7,3 0,3 14,6 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Загальний конвеєр 24 0,9 42,5 53,1 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Щиток освітлення ЩО 28 0,9 47,3 59 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 112
Вибір розподільчих пунктів проводимо згідно співвідношення (8.4). Для
нашого випадку КП 0,7
і
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами І роз, РП І ном доп .
Таблиця 8.4 – Вибір перерізу ввідних кабелів
Найменування РП Ір.РП ,А І ,А І
max Н.ДОП.Л,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 199,7 249,7 270 АВВГ(3×120)+(1×70)
Розподільчий пункт РП-2 31,8 39,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-3 250,3 312,9 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-4 250,3 312,9 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-5 250,3 312,9 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-6 31,8 39,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-7 275,8 344,7 345 АВВГ(3×185)+(1×95)
Розподільчий пункт РП-8 89,5 111,8 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Конденсаторна установка 60,8 76 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12–1.3.15 і 1.3.22 ПУН, застосовуємо
коефіцієнти, наведені в табл.. 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху враховуємо за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно гл. 1.3.
В умовах післяаварійного режиму перевірку ввідних кабелів до
розподільчих пунктів РП не здійснюємо, так як при включенні АВР на шинах
0,38 кВ, релейний захист автоматично відключає таку кількість споживачів,
що підключені до секцій шин РУНН, що післяаварійний струм не перебільшує
І роз, РП .
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від +5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку
Перевіримо обрану цехову мережу на допустимі відхилення напруги у
найбільш віддалених потужних споживачів.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 113
Повний розрахунок відхилення напруги послідовно уздовж ланцюга РУ
НН ГПП – потужний споживач включає в себе визначення відхилення напруги
на двох ділянках – Л1 та Л2.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.7
Рисунок 8.7 – Розрахункова схема
Наша мета – визначення відхилення напруги цехової мережі від КТП до
споживача, тобто на ділянці Л2
Відхилення напруги δU відносно Uном в любої точці мережі
розраховується згідно співвідношення [2, 6]
δU = ΔUЦЖ (%) + ΔUТ(%) - ΔU(%) , (8.7)
де ΔUЦЖ (%) – відхилення в центрі живлення,
ΔUТ (%) – додаток, що створюється цеховим трансформатором,
ΔU(%) – сума втрат напруги від центра живлення до розрахункової
точці мережі.
Співвідношення (8.7) для нашого випадку з врахуванням того, що
напруга на затискачах найбільш віддалених електроприймачів не повинна
бути нижче 0,95Uном , має вид
Uном - ΔUТ - ΔUЛ2 95% , (8.8)
де ΔUТ , ΔUЛ2 – відповідні втрати напруги згідно розрахункової схеми
(рисунок 8.7). Втрату напруги на ділянці Л2 віл шин цехової підстанції до
віддаленого споживача виконуємо для величини перерізу кабелю, що живить
споживача від РП, так як його переріз менш ніж переріз кабелю від шин ТН до
РП. Отримані таким чином відхилення напруги будуть більш реальних, але в
тому разі, коли і вони не будуть перевищувати норму, реальні відхилення тем
більш будуть задовольнять нормі.
Втрати напруги на лінії Л2 визначаються формулою (3.4), яка для
нашого випадку має вигляд:
U 3 Iроз Л LКЛ rо cos xо sin .
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 114
Визначимо втрату напруги ΔUЛ2 найбільш потужного
електроприймвча цеха (фрезер), для якого Іроз 143,8А, переріз кабелю лінії
Л2 F 70 мм2 , питомий активний та індуктивний опір, розрахований згідно
[19] відповідно r0 0,28 Ом/км, х0 0,26 Ом/км, LКЛ 2 40 м.
ΔUЛ2(В) = 3 143,8 0,04 (0,28 0,95 0,26 0,31) = 3,45 В .
Тобто
3,45
ΔUЛ2(%) = 100% 0,91% .
380
Знайдемо втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі згідно
формули [ 6]:
S
ΔU М
Т = (UА cosφ + UР sinφ) ,
Sном Т
1
деSМ – максимальне навантаження одного трансформатора - SМ SТП ,
2
Sном Т – номінальна потужність трансформатора,
ΔР
U КЗ
А = 100% – активна складова напруги КЗ,
Sном Т
U 2 2
Р UКЗ - UА – реактивна складова напруги КЗ.
Для трансформатора мережі, яка розраховується, РКЗ 5400 Вт,
1 861,7
UКЗ 4,5 %, SН. Т 630кВ∙А, SМ SТП = 430,7 кВ∙А,
2 2
cos 0,9; sin 0,433 .
Розрахуємо активну і реактивну складові напруги КЗ:
5400
U = 100% 0,85% ; U = (4,5)2 (0,85)2
А Р 4,42% .
630000
Втрати напруги ΔUТ на цеховому трансформаторі складуть:
861,7
ΔUТ = 0,85 0,9 4,42 0,433 3,7% .
630
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 115
З врахуванням отриманих даних співвідношення (8.8) прийме вид
100% + 5% – 3,7% – 0,65% = 100,65 % ≥ 95 %.
Таким чином, відхилення напруги уздовж ланцюга “РУ НН КТП –
віддалений потужний споживач” не виходить за допустимі значення.
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ
На цьому етапі доцільно обрати тип и характеристики низьковольтних
комплектних установок НКУ (розподільчих пунктів, шаф 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.
У якості орієнтир при виборі струму І ном, РП розподільчого пункту РП
служить розраховане за формулою значення струму І роз, РП .
Після розрахунку струмів короткого замикання та обрання автоматичних
вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом автоматичних вимикачів,
та струмів теплових розщіплювачів, які захищають приєднанні
електроприймачі.
Далі за довідковими даними [19] обирається конкретний тип НКУ,
вказуються його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний
струм, апарати захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та
особливості застосування.
У якості РП цеху обираємо пункти розподільчі серії ПР11 (рисунок 8.8),
що використовуються для прийому і розподілу електроенергії, захисту різних
установок напругою до 660 В змінного струму частотою 50 Гц від
перевантажень і струмів короткого замикання, а також нечастих (до шести
разів на годину) оперативних включень і виключень електричних ланцюгів.
Пункт розподільний ПР11 застосується для пусків асинхронних електричних
двигунів. ПР11 забезпечує захист людей від ураження електричним струмом,
так як він укомплектований пристроями захисту життя УЗО (устройство
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 116
защитного отключения). Пункт розподільний ПР11 створений на основі
безкаркасноі конструкції, на петлі встановлюються двері і замикається
замком.
Рисунок 8.8 – Пункт розподільчий ПР11
Усередині шафи монтується рама шасі з певним набором автоматичних
вимикачів. На рамі шасі мається нульова шина з затискачами (зажимами) для
підключення нульових жив ліній передач. Додатково можлива установка
ізольованою нейтралі. Струмопровідні частини всередині шафи закриваються
металевим екраном, монтується за допомогою 4-х затискачів. При
п'ятипровідних схемах розподільної шафи ПР11 в шасі встановлюються дві
шини РЕ і N. Контроль над ввідним та фідерними автоматами можливий
тільки при відкритих дверях пункту розподільного ПР11.
Конструкція пункту розподільного ПР11 передбачає вхід і вихід
живильних ліній, що відходять як зверху так і знизу. Для вимірювання напруги
на вході встановлюється шафа з вольтметром. При замовленні необхідно
уточнити: кінцеве значення діапазону вимірювань, частоту струму і спосіб
підключення. Пункти розподільчі ПР11 поставляються укомплектованими і
готовими до експлуатації. Монтаж шаф навісного виконання здійснюється за
допомогою анкерів.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 117
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі до 1000 В
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ 28249–93 [14]. Методика призначена для
розрахунку струмів КЗ, необхідних для вибору і перевірки електрообладнання
по умовам КЗ, для вибору комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і
заземлювальних пристроїв згідно ПУЕ.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
1) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
2) аперіодична складова струму КЗ;
3) ударний струм КЗ;
4) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого кола.
Елементи СЕП, які попали в короткозамкнений ланцюг, зазнають
термічного й електродинамічного впливу струмів. Якщо величина цього
впливу перевищує допустиму, елемент ушкоджується і завдає СЕП збитків.
Щоб запобігти цьому, треба:
а) визначити величину струмів КЗ;
б) перевірити допустимість цих струмів для вибраного обладнання і
струмопровідних частин і при необхідності, обрати інший елемент.
Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ) здійснюється за
методикою, передбаченою ДСТУ 28249–93 [14]. Стандартом встановлено
методику розрахунків максимальних і мінімальних значень струму при
симетричних і несиметричних КЗ, види яких визначені відповідно до ДСТУ
28249–93. Методика призначена для розрахунку струмів КЗ, необхідних для
вибору і перевірки електрообладнання по умовам КЗ, для вибору
комутаційних апаратів, уставок релейного захисту і заземлювальних
пристроїв згідно ПУЕ. Величини, що підлягають визначенню і допустимі
погрішності їх розрахунку залежать від вказаних вище цілей.
Розрахунку для вибору и перевірки електрообладнання по умовам КЗ
підлягають:
5) начальне значення періодичної складової струму КЗ;
6) аперіодична складова струму КЗ;
7) ударний струм КЗ;
8) дійсне значення періодичної складової струму в довільний момент
часу, аж до розрахункового часу розмикання ушкодженого ланцюгу.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати:
1) індуктивні опори всіх елементів короткозамкненого ланцюга,
включаючи силові трансформатори, провідники, трансформатори струму,
реактори, струмові котушки автоматичних вимикачів;
2) активні опори елементів короткозамкненого ланцюга;
3) активні опори різних контактів і контактних з’єднань;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 118
4) значення параметрів синхронних і асинхронних двигунів.
При розрахунках струмів КЗ допускається:
1) максимально спрощувати і еквивалентировати всю зовнішню
мережу по відношенню до місця КЗ і індивідуально враховувати тільки
автономні джерела електроенергії і електродвигунів, що безпосередньо
примикають до місця;
2) не враховувати струм намагнічування трансформаторів;
3) не враховувати насищення магнітних систем електричних машин;
4) не враховувати вплив асинхронних електродвигунів, якщо їх
сумарний номінальний струм не перевищує 1,0 % начального значення
періодичної складової струму в місці КЗ, розрахованого без врахування
електродвигунів.
Струм КЗ електроустановках напругою до 1 кВ рекомендується
розраховувати в іменованих одиницях. У схемі заміщення параметри
елементів розрахункової схеми належить привести до ступеня напруги мережі,
на якої знаходиться точка КЗ.
Послідовність розрахунку струмів короткого замикання наступна:
1) відповідно до принципової схеми обираємо умови розрахунку;
2) складаємо розрахункову та схему заміщення; обчислюємо параметри її
елементів;
3) вибрати метод розрахунку струму КЗ;
4) здійснюємо розрахунок;
5) оцінюємо одержані результати.
Відповідно до цільового призначення розрахунку встановлюємо
розрахункові умови короткого замикання для аналізованого елемента СЕП.
Розрахункові умови КЗ – найбільш складні, але достатньо важливі, в
яких може опинитися елемент електроустановки через різні види коротких
замикань. До сукупності первинних характеристик розрахункових умов
входять розрахункові: схема, вид струму КЗ, а також точка (місце), вид і
тривалість КЗ.
Розрахункова схема електроустановки – це схема з'єднань елементів
СЕП, де існують розрахункові умови КЗ для елемента, що розглядається, або
іншого завдання. При виборі розрахункової схеми слід ураховувати
передбачені для даної електроустановки умови її усталеної роботи і не зважати
на короткочасні зміни схеми, не передбачені для сталої експлуатації
(наприклад, під час перемикань).
Розрахункова схема містить реальні елементи (на різних ступенях
напруги) з електромагнітними зв'язками, опорами втрат і розсіювання.
З можливістю застосування методів теорії електричних кіл у
розрахунках струмів КЗ схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
контуру. При цьому вважають, що КЗ – симетричне і перехідний процес
аналізується в одній фазі.
Для того, щоб була можливість застосування методів теорії електричних
кіл у розрахунках струмів КЗ, схему СЕП слід подавати у вигляді електричного
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 119
контуру. Для цього здійснюють перехід від розрахункової схеми до схеми
заміщення, суть якого – в заміні окремих елементів електричними
еквівалентами, з'єднаними у такій же послідовності.
Особливістю розрахунків струмів КЗ в електроустановках напругою до
1 кВ, крім зазначених нижче, є находження, як правило, всіх елементів
короткозамкненого кола на одному ступені напруги, що позбавляє
необхідності приводити значення еквівалентів схеми заміщення до цього
ступеню.
Розрахункове місця КЗ визначають на основі принципіальної схеми.
Такими місцями мають бути точки КЗ, що знаходяться поблизу споживачів,
обладнання та елементи мережі (шини РУ, РП тощо), в яких встановлюють
апаратуру, яку слід перевіряти на дію струмів КЗ.
Методика розрахунку начального діючого значення періодичної
складової струму короткого замикання залежить від способу
електропостачання – від енергосистеми або від автономного джерела.
Місце КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ в більшості систем
електропостачання промислових підприємств характеризується як значно
електрично віддалене від джерел електроенергетичної системи, Установлена
потужність цих електроустановок звичайно помітно перевищує споживану. В
цьому випадку на стороні низької напруги знижувальних трансформаторів
амплітуду періодичної складової струму КЗ від енергосистеми можна вважати
незмінною. Ці ознаки обґрунтовують припущення, що електроустановки
напругою до 1 кВ промислових підприємств увімкнені до джерела
необмеженої потужності через еквівалентний індуктивний опір ХС .
При розрахунках в іменованих одиницях напруга U приймається на 5 %
вище номінальної напруги мережі, тобто при Uном =380 кВ U 1,05 Uном
=400 В. Шуканий струм короткого замикання визначається співвідношенням
1,05 U
I ном
КЗ ,
3 Z
де Z – сумарний повний опір до точки КЗ.
Сумарний повний опір до точки КЗ
Z r2
X2
,
де r , X – відповідно сумарне активний і реактивний опір прямої
послідовності короткозамкненого ланцюга. Ці опори, як правило,
вимірюються в мОм.
Ударний струм визначається за формулою
i Ку 2 ІКЗ ,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 120
де Ку – ударний коефіцієнт.
Розрахункова схема КЗ цехової мережі приведена на рисунку 8.9.
8.4.1 Розрахунок начального значення періодичної складової струму
трифазного КЗ
Розрахункова схема КЗ цехової мережі представлена на рисунку 8.9.
Рисунок 8.9 – Розрахункова схема КЗ цехової мережі
Схема заміщення для складеної розрахункової схеми приведена на
рисунку 8.10.
Рисунок 8.10 – Схема заміщення прямої послідовності для розрахунку КЗ
в цехової мережі
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 121
На схемі заміщення введені позначення:
XC – індуктивний еквівалентний опір системи, зведений до нижчої
напруги, через який підключено трансформатор КТП;
rT – активний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
ХT – індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі;
rК – активний опір контактних з’єднань вимикача QF1;
rQF1 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF1;
ХQF1 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rTA – активний опір первинної обмотки трансформатору струму;
ХTA – індуктивний опір первинної обмотки трансформатору струму;
rQF2 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF2;
ХQF2 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF1;
rКQ – активний опір контактних з’єднань вимикача QF2 зі стороні
кабелю L1 ;
rКL1 – активний опір контактних з’єднань кабелю L1 ;
rL1 – активний опір кабелю L1 ;
XL1 – реактивний опір кабелю L1 ;
rQF3 – активний опір струмових котушок розчіплювача вимикача QF3;
ХQF3 – індуктивний опір струмових котушок розчіплювача вимикача
QF3;
rКL2 – активний опір контактних з’єднань кабелю L2
rL2 – активний опір кабелю L2 ;
XL2 – реактивний опір кабелю L2 .
Розрахуємо послідовно необхідні опори елементів короткозамкненого
ланцюга.
Індуктивний опір системию.
Еквівалентний індуктивний опір ХС для нашого випадку визначається
формулою [14]:
U2
X ср НН
C ,
3 Iном відк Uср. ВН
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 122
де Iотк.ном - номінальний струм відключення вимикача, що встановлений на
стороні вищої напруги понижуючого трансформатора.
(400)2
XC 0,5 мОм.
3 20 103 10 103
Активний та індуктивний опір силових трансформаторів
Активний та індуктивний опір прямої послідовності знижувального
трансформатора, приведений до ступеня низької напруги мережі,
розраховують за формулами:
P 2
r к. ном UНН. ном
Т 106
S2
Т.ном
2
100 P U2
xT U2 к.ном НН.ном 104
к
SТ.ном SТ.ном
де ST .ном – номінальна потужність трансформатора, кВ∙А;
Рк ном – втрати короткого замикання, кВт;
UНН .ном – номінальна напруга обмотки низької напруги трансформатора,
кВ;
Uк - напруга короткого замикання, %.
Параметри обраного трансформатора:
ST .ном = 630 кВ∙А;
Рк ном = 7,6 кВт;
Uк = 5,5%.
7,6 (0,4)2
r 106
T 3,1 мОм.
(630)2
2
2 100 7,6 (0,4)2
x (5,5) 104
T 13,6 мОм.
630 630
Активний та індуктивний опір нульової послідовності трансформатора
цехової КТП, обмотки якого з’єднані по схемі / Y0 , при розрахунках КЗ в
мережі низької напруги приймаємо рівними відповідним активним та
індуктивним опорам прямої послідовності.
Активний опір контактних з’єднань.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 123
Згідно [14] приймаємо наступні значення активних опорів контактних
з’єднань комутаційних апаратів і кабелів:
- rК = rКQ = 1,0 мОм;
- rКL1= rКL2 = 0,1 мОм.
Активні та індуктивні опори котушок автоматичних вимикачів.
Розрахунок струмів короткого замикання в електроустановках напругою
до 1 кВ слід вести з урахуванням індуктивних і активних опорів котушок
розчіплювачів максимального струму автоматичних вимикачів, при цьому
приймати значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
рівними відповідним опорам прямої послідовності. Значення опору котушок
розчіплювачів автоматичних вимикачів обираємо в залежності від
номінального струму вимикача згідно таблиці 21 в додатку 6 [14]:
- rQF1 = 0,25 мОм;
- rQF 2 = 0,65 мОм;
- rQF3 = 2,15 мОм;
- ХQF1 = 0,1 мОм;
- ХQF 2 = 0,17 мОм;
- ХQF 3 = 1,2 мОм.
Активний та індуктивний опір трансформаторів струму.
При розрахунках струмів КЗ в електроустановках напругою до 1 кВ слід
враховувати активний та індуктивний опір первинних обмоток всіх
багатовиткових вимірювальних трансформаторів струму, які існують в
ланцюгу КЗ. Значення активних та індуктивних опорів нульової послідовності
приймають рівними значенням опорів прямої послідовності. Активним та
індуктивним опором одновиткових трансформаторів ( на струми більш ніж
500 А) можна зневажити.
Параметри деяких багатовиткових трансформаторів струму обираємо
згідно таблиці 20, що приведена в додатку 5 [14]:
- rTA = 1,7 мОм;
- ХTA = 2,7 мОм.
Активний та індуктивний опір кабелю.
Значення параметрів прямої (зворотної ) і нульової послідовностей
кабелю, який використовується в короткозамкненому ланцюгу, приймаємо
згідно додатку 2 [11].
rL1 r0 L1 ,
X L1 x0 L1 ,
rL2 r0 L2 ,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 124
XL2 x0 L2 .
З урахуванням питомих значень, параметри кабелів дорівнюють:
rL1 0,32 16 5,12 мОм;
XL1 0,057 16 0,912 мОм;
rL2 1,54 3 4,62 мОм;
XL2 0,062 3 0,186 мОм.
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К3»:
r(К 3) rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1+ rQF3 + rКL2 + rL2 .
r(К3) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 1,0 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 + 2,15 +0,1
+ 4,62 = 21,89 мОм.
X(К 3) = X C + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1 + ХQF 3 + X L2 .
X(К3) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 + 1,2 + 0,186 = 19,4 мОм.
Сумарний повний опір короткозамкненого ланцюга «трансформатор
цехової КТП – точка К3 »:
Z(К3) (21,89)2 (19,4)2 29,25 мОм.
Струм короткого замикання (начальне дійсне значення періодичної
складової трифазного струму КЗ Iп0 IКЗ(К3) ) у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К3) 7876 А.
3 29,25 103
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К2 (РП1)»:
r(К 2) rT + rК + rQF1 + rК + rTA + rК + rQF 2 + rКQ + rКL1+ rL1+ rКL1 .
r(К2) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 + 0,65 + 1,0 + 0,1+ 5,12 + 0,1 = 15,02 мОм.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 125
X(К 2) = X C + ХT + ХQF1 + ХTA + ХQF 2 + X L1 .
X(К2) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 + 0,17 + 0,912 = 18 мОм.
Z(К2) (15,02)2 (18)2 23,4 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К2) 9845 А
3 23,4 103
Розрахуємо сумарний активний і реактивний опір короткозамкненого
ланцюга «трансформатор цехової КТП – точка К1 (шини 0,4 кВ КТП)»:
r(К1) rT + rК + rQF1 + rК + rTA .
r(К1) 3,1+ 1,0 + 0,25 + 1,0 + 1,7 = 7,05 мОм.
X(К1) = X C + ХT + ХQF1 + ХTA .
X(К1) = 0,5 + 13,6 + 0,1 + 2,7 = 16,9 мОм.
Z (7,05)2
(К1) (16,9)2 17,94 мОм.
Струм короткого замикання у точці (К3):
1,05 380
IКЗ(К1) 12841 А.
3 17,94 103
Отримані значення струму КЗ заносимо до таблиці 8.5.
Розрахунок аперіодичної складової струму КЗ
Найбільше начальне значення аперіодичної складової струму КЗ ia0 в
загальному випадку вважають рівним амплітуді періодичної складової струму
в начальний момент КЗ
ia 0 2 IКЗ (4.11)
ia 0(К1) 2 1284118106 А;
ia0(К2) 2 9845 13881 А;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 126
ia 0(К3) 2 7876 11105 А.
В радіальних мережах аперіодичну складову струму КЗ в довільний
момент часу ia t розраховують за формулою
ia t ia0 e
t /Ta , (4.12)
де t – час, с;
Ta – стала часу затухання аперіодична складова струму КЗ, с, яка дорівнює
x
T
a , (4.13)
c r
де x и r – результуючі індуктивний і активний опір ланцюга КЗ, Ом;
c – синхронна кутова частота напруги мережі, рад/с.
Ударний струм трифазного КЗ iуд
iуд 2 Iп0 K уд , (4.14)
де K уд (1 sin e tуд /Ta
к ) – ударний коефіцієнт, що може бути визначений за
кривими рисунка1 [14], які визначають значення Kуд в залежності від
X
відношення ,i ;
r,i
к – кут здвигу по фазі напруги або ЕРС джерела і періодичної складової
струму КЗ, що розраховується за співвідношенням :
x
к arctg 1 ; (4.15)
r1
tуд – час від начала КЗ до появи ударного струму,с, що дорівнює
/ 2
t уд 0,01 к . (4.16)
Для визначення ударного коефіцієнту Kуд використаємо кривими
X
рисунку 1 [14]. Попередньо розрахуємо параметр ,i для кожної точці
r,i
короткого замикання.
X(K1) 16,9
2,4 ;
r(K1) 7,05
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 127
X(K2) 18
1,2 ;
r(K2) 15,02
X(K3) 19,4
0,89 .
r(K3) 21,9
Відповідно до розрахованих параметрів ударний коефіцієнт складає:
Kуд(К1) 1,22 ;
Kуд(К2) 1,1;
Kуд(К3) 1,05.
Таким чином, ударний струм у місцях К1, К2, К3:
iуд(К1) 2 128411,22 22155 А,
iуд(К2) 2 9845 1,115162 А,
iуд(К3) 2 7876 1,05 11578 А.
Таблиця 8.5 – Струми короткого замикання у розрахованих точках
Параметр Місце короткого замикання
К1 К2 К3
IКЗ , А 12841 9845 7876
iуд , А 22155 15162 11578
8.4.2 Розрахунок струму однофазного КЗ
Аналіз приведених вище особливостей розрахунку струму однофазного
короткого замикання показує, що величина цього стуму головним чином
залежить від опору (потужності) трансформатору. Так як нами обрано у якості
цехової ТП комплектну трансформаторну підстанцію КТП, все обладнання
якої – шафи високої і низької напруги зі встановленими у них автоматами,
шинами і другими елементами – розраховано на довготривалий нормальний
режим і відповідає вимогам стійкості до струмів КЗ у мережі низької напруги
трансформатора даної потужності. Таким чином, такий вибір комплектного
обладнання дозволяє задовольняти автоматично вимогам стійкості до дії
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 128
струмів КЗ, у тому числі, однофазних. А це означає, що у даному разі відпадає
необхідність у розрахунку однофазного КЗ для подальшої перевірки
обладнання на стійкість.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави
3.1 ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
Місця встановлення та розташування апаратів захисту регламентуються
гл.3.1 ПУЕ.
Не допускається встановлювати апарати захисту в місцях приєднання до
живильної лінії таких кіл керування,сигналізації та вимірювання, вимкнення
яких може спричинити небезпечні наслідки.
Як апарати захисту мають застосовуватися автоматичні вимикачі або
запобіжники. На сучасних підприємствах найбільше поширені більш
досконалі автоматичні вимикачі, які мають очевидні переваги. При виборі
автоматичних вимикачів слід орієнтуватися на апарати типу ВА, які
відповідають ДСТУ 3020-95, виконані стандарті DIN, мають одно-, дво-, три-
і чотириполюсне виконання.
Вибір автоматичних вимикачів проводимо з врахуванням електричних
характеристик електроустановок, умов експлуатації, експлуатаційних вимог:
селективності відключення, вимогам до дистанційного керування та індикації
тощо. У цілому при такому виборі слід, в першу чергу, користуватися
технічною документацією на конкретні апарати. При виборі уставок струму
автоматичних вимикачів необхідно враховувати різницю в характеристиках і
погрішності у роботі розчеплювачів.
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Перевантаження є менш небезпечне і в ряді випадків допускається
відмовлятися від застосування захисту провідників від перевантаження.
Згідно гл.3.1 ПУЕ мають бути захищеними від перевантаження:
– мережі всередині приміщень, виконані відкрито прокладеними
провідниками з горючою зовнішньою оболонкою або ізоляцією;
– освітлювальні мережі в службово-побутових приміщеннях
промислових підприємств, включаючи мережі для побутових і
електроприймачів переносних, а також у пожежонебезпечних зонах;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 129
– силові мережі на промислових підприємствах – тільки в разі, якщо за
умовами технологічного процесу або за режимами роботи мережі може
виникати тривале перевантаження провідників;
– мережі всіх видів у вибухонебезпечних зонах.
При вибору автоматичних вимикачів дотримуємося наступних вимог:
– номінальна напруга вимикача не повинна бути нижче напруги мережі;
– відключаюча здатність повинна бути розрахована на максимальні
струми КЗ, що протікають по елементу, що захищається;
– номінальний струм розчиплювача повинен бути не менше
найбільшого розрахункового струму навантаження, що тривало протикає по
елементу, що захищається:
Iном.розч Iроз ; (8.9)
– автоматичний вимикач не повинен відключатися в нормальному
режимі роботи елементу, що захищається, тому струм уставок сповільненого
спрацювання розчиплювачив, що регулюються, слід обирати по умові:
Iном.розч (1,11,3) Iроз (8.10)
(для автоматичних вимикачів з нерегульованим тепловим розчиплювачом
достатньо виконання попередньої умови);
– при допустимих короткочасних перевантаженнях елементу, що
захищається, автоматичний вимикач не повинен спрацьовувати; це
досягається вибором уставки миттєвого спрацювання електромагнітного
розчиплювача за умовою:
Iном.розч.е (1,251,35) iп (8.11)
де іп – пусковий струм окремого ЕП.
Захист кабельних ліній як окремих електроприймачів, так і кабелів
розподільчих пунктів здійснюємо автоматичними вимикачами [1].
Вибір обраного типу автоматичного вимикача проводимо за умови [1, 3]
ІН В. А. Іроз ; (8.12)
ІН Т. Р. 1,1 Іроз ; (8.13)
ІН Е.Р. 1,25 ІП , (8.14)
де ІН А. В. – номінальний (установчій) струм автоматичного вимикача;
Іроз – номінальний струм розчиплювача вимикача (незалежно від його
виду);
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 130
ІН Т.Р. – номінальний струм теплового розчиплювача;
ІН Е.Р. – номінальний струм електромагнітного розчиплювача;
ІП – струм пікового навантаження: ІП (5 7) Іроз . Значення ІП
відповідає піковому струму групи електроприймачів.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати серії ВА:
автоматичні вимикачі, що призначені для групового захисту розподільчих
пунктів, мають дві системи захисту – електротеплову і електромагнітну, та
виконані згідно ДСТУ 14254–96 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів серії ВА [19], що виконані в стандарті DIN,
струм електромагнітного розчиплювача в залежності від характеристики (С, В
чи D) виконується співвідношення:
ІН Е.Р. ≈ (3...5)· ІН Т.Р. ;
ІН Е.Р. ≈ (5...10)· ІН Т.Р. або ІН Е.Р. ≈ (10...14)· ІН Т.Р. .
Керуючись вказаними вище критеріями: формулі (8.9) – (8.14), , згідно
каталожним даних [20] обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо
в таблицю 8.6.
Таблиця 8.6 – Вибір автоматичних вимикачів
Іроз , 1,1 Iроз Тип Ін, Ін.т.р, І ,
Найменування обладнання н.е.р
А А апарату А А А
1 2 3 4 5 6 7
Вентилятор приточний 40,3 44,4 ВА47-29 63 50 500
Вентилятор витяжний 8,6 9,5 ВА47-29 63 10 500
Подрібнювач 85,1 93,6 ВА47-100 100 100 500
Змішуючий гранулятор 62,7 69 ВА47-100 100 80 500
Фрезер 143,8 158,2 ВА88-33 160 160 1600
Пневмо формуюча установка 32,3 35,6 ВА47-29 63 40 500
Конвеєр 18,8 20,7 ВА47-29 63 32 500
Відсікаючий ніж 6,1 6,7 ВА47-29 63 8 500
Свердлильний автомат 6,2 6,8 ВА47-29 63 8 500
Складальний маніпулятор 22,8 25,1 ВА47-29 63 32 500
Термо-формовочний прес 105,2 115,7 ВА88-32 125 125 1250
Тельфер 14,6 16,1 ВА47-29 63 20 500
Загальний конвеєр 42,5 46,7 ВА47-29 63 50 500
Щиток освітлення ЩО 47,3 52 ВА47-29 63 32 500
Розподільчі пункти
Розподільчий пункт РП-1 199,7 219,7 ВА88-35 250 250 2500
Розподільчий пункт РП-2 31,8 35 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-3 250,3 275,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-4 250,3 275,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-5 250,3 275,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-6 31,8 35 ВА47-29 63 40 500
Розподільчий пункт РП-7 275,8 303,4 ВА88-37 400 315 4000
Розподільчий пункт РП-8 89,5 98,4 ВА47-100 100 100 500
Конденсаторна установка 60,8 66,8 ВА47-100 100 80 1000
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 131
Після визначення типу і параметрів вимикачів, обрана схема головних
з’єднань комплектної трансформаторної підстанції КТБ буде мати вид, що
приведений на графічної частині.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються на захищеність згідно умови:
Ксх Ідоп Кзах Ізах ,
де Ксх – поправний коефіцієнт, що дорівнює одиниці для умов цеху;
Ідоп – тривалий допустимий струм провідника, А;
Кзах – коефіцієнт захисту, що дорівнює 1,0 для теплового та 0,22 для
електромагнітного розчеплювачів;
Ізах – струм спрацювання апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір= 143,8 А, Ідоп.л=160 А, Ізах=160
А.
1160 А 1160 А .
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 мережу перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Хід розрахунків залежить від схемі електропостачання цеху, але в
цілому виконується в наступному порядку.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів
мінімальних та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути нижче 0,95 Uном . 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 U1 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30 % від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги
згідно ДСТУ EN IEC 61000-4-11:2022
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 132
т
U1 Ет UТ Uм Uсп 5,
i1
де Ет – величина добавки напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
UТ – втрата напруги в трансформаторі, %;
n
Uм – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача,
i1
%;
n – кількість послідовних магістралей до споживача;
Uсп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
5 % – припустиме усталене відхилення напруги згідно 13.
При необхідності, може бути задіяна «добавка» UT , яка створюються
цеховим трансформатором. Значення «добавки» UT регулюється зміною
кількості числа витків трансформатору, тобто зміною коефіцієнта
трансформації, за співвідношенням
W
U U 2
2 1 .
W1
Для цього у цехових трансформаторів є від 3 до 5 відгалужень, які
перемикаються в разі необхідності при відключеному трансформаторі.
Значення UT , залежно від відгалуження, приймаються за таблицею 8.7
Таблиця 8.7
Відгалуження наближено точно
+5 0 0,25
+2,5 2,5
0 5,0 5,25
-2,5 7,5
-5,0 10 10,8
Нами проведено розрахунок втрат напруги у мережі 10 і 0,38 кВ: а саме
– п. 5.2 (Розрахунок перерізу розподільчих мереж) і п. 8.3.3 (Розрахунок
електричної мережі за втратами напруги).
Так як відхилення по напрузі нами не виявлено, то нема потреби у зміні
відгалужень трансформатора.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 133
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
Електропостачання сучасних промислових підприємств базується, в
основному, на використанні комплектного крупноблочного обладнання:
комплектних трансформаторних підстанцій, комплектних розподільчих
установок різних напруг та призначення, комплектних струмопроводів,
щитків, тощо.
При використанні комплектного обладнання підвищується якість
систем електропостачання, надійність її роботи, зручність і безпека
обслуговування, забезпечується швидке розширення та мобільність
електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
створюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
План і розріз обраної конкретної підстанції приводиться у графічної
частині кваліфікаційної роботи.
Комплектна трансформаторна підстанція, що обрана намив в якості
джерела живлення у цехової мережі, складається з силових трансформаторів,
ввідних шаф зі сторони високої напруги, розподільчих установок низької
напруги. Для нашого випадку з врахуванням розмірів приміщення, у якому
розташовано КТП, обрано однорядне виконання підстанції.
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.
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке
розширення та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 134
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 8.11 приведена типова комплектна трансформаторна
підстанція внутрішньоцехового розташування.
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ» (Запоріжжя).
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ-630/10/0,4-04 У3
призначена для надійного електропостачання промислових об’єктів, має
потужність трансформатора 630 кВ∙А, з захистом і автоматикою, що виконана
на мікропроцесорних блоках типу БМРЗ-0.4.
Рисунок 8.11 - Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Склад підстанції КТПЦ-630/10/0,4-04 У3:
1. Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
2. Силовий трансформатор.
3. Кожух виводів силового трансформатору.
4. Розподільча установка низької напруги (РУНН), що
складається з наступного обладнання:
- шафа вимикача робочого вводу;
- шафа секційного вимикача;
- шафа ліній, що відходять;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 135
- шафа автоматизованої конденсаторної установки;
- шафа управління.
5. Шинна перемичка.
Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна трансформаторна
однорядна.
Для прикладу на рисунку 8.12 приведено загальний вид шафи
секційного вимикача, на рисунку 8.13 – загальний вид шафи управління.
Рисунок 8.12 – Загальний вид шафи секційного вимикача:
1 – шафа секційного вимикача; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розвантаження;
4 – відсік клемного блоку; 5 - відсік секційного вимикача; 6 – відсік релейного блоку;
7 – відсік шинок управління; 8 – відсік шин
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 136
Рисунок 8.13 – Загальний вид шафи управління:
1 – шафа управління; 2 – відсік збірних шин; 3 – клапан розгрузки; відсік клемного блоку;
5 – відсік релейного блоку; 6 – відсік шинок управління
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМ
11 (трансформатор масляний), що виготовляється у герметичному гофробаку
і не потребує обслуговування на протязі всього терміну експлуатації.
Загальний вид трансформатору серії ТМ приведено на рисунку 8.14.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 137
Рисунок 8.15 – Загальний вид трансформатору серії ТМ
Конструкція і компоновка трансформаторної підстанції КТПЦ-
630/10/0,4-04 У3 приведено на листу 6 графічної частини кваліфікаційної
роботи.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 138
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ - Впровадження енергозберігаючих
технологій в процес електроерозійного полірування форм для лиття
пластмас
9.1 Основні відомості про електроерозійну обробку матеріалів
Постійно зростаючі вимоги до якості, надійності і довговічності виробів
роблять актуальним створення і застосування нових методів обробки
зміцнюючої технології для підвищення зносостійкості, корозійної стійкості,
жароміцності й інших експлуатаційних характеристик.
Фізико-механічні методи мають наступні достоїнства і переваги перед
процесами різання:
1) копіювання форми інструменту складної форми відразу по усій
поверхні заготівлі при його простій поступальній ході;
2) обробка матеріалів ведеться при практичній незалежності режимів
обробки від твердості і в'язкості матеріалу;
3) виконання унікальних операцій (обробка отворів з криволінійною або
спіральною віссю, виготовлення дуже малих отворів, вузьких і глибоких
канавок тощо);
4) малі значення сил, діючих в процесі обробки, а при деяких методах -
відсутність механічного контакту інструменту і заготівлі;
5) використовується інструмент менш твердий і менш міцний, чим
оброблюваний матеріал;
6) висока продуктивність обробки при порівняно високій точності
отримання розмірів;
7) можливість автоматизації і механізації процесів фізико-хімічної
обробки, а також багатоверстатного обслуговування.
Недолік фізико-хімічних методів: ці методи зазвичай енергоємніші, ніж
процес різання, їх доцільно застосовувати лише в тих випадках, коли процеси
різання малоефективні.
Усі фізико-хімічні методи містять п'ять основних видів, кожен з яких
складається з декількох різновидів: електророзрядні; електрохімічні;
ультразвукові; променеві; комбіновані.
У цих методах видалення припуска відбувається не за рахунок великих
пластичних деформацій (як це має місце при різанні), а шляхом електричної
або хімічної ерозії. Застосування фізико-хімічних методів забезпечує часткову
або повну автоматизацію процесів, спрощення ручних операцій, пов'язаних з
обслуговуванням верстата. Особливо ефективні вони при виготовленні таких
виробів, як штампи, прес-форми, турбінні лопатки, камери згорання, фасонний
твердосплавний інструмент, електронна апаратура та інші.
Техніко-економічний ефект їх застосування тим вище, чим складніше
конфігурація оброблюваних деталей : час виготовлення звичайних фасонних
поверхонь знижується в 2-3 рази, складних - в 5-10 разів.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 139
Електроерозійні (електророзрядні) методи обробки. Електроерозійні
методи основані на використанні явища електричної ерозії - спрямованого
локального руйнування електропровідних матеріалів в результаті теплової дії
імпульсних електричних розрядів між електродом-інструментом і електродом-
заготівлею. Електрод-інструмент 1 (рисунок 9.1) і оброблювана заготівка 2
занурені в робочу рідину і сполучені з генератором електричних імпульсів 3.
Усі процеси, що викликають обробку, протікають в міжелектродному
проміжку (МЕП) Δ. При підводі до електродів електричного імпульсу
найбільша електрична напруженість буде між найбільш близькими
мікровиступами: відбувається пробій проміжку, виникають провідність і
імпульсний розряд, що супроводжується дуже високою температурою (до 104
°С), що викликає плавлення і випар металів. Кількість теплоти, що виділяється
на електродах, неоднаково і залежить від їх полярності і енергії імпульсів.
Заготівку 2 сполучають з тим полюсом, на якому виділяється велика
частка теплоти. В процесі обробки електрод-інструмент 1 переміщається і за
допомогою спеціального регулювальника 4 підтримується постійна величина
МЭП (Δ=5…10 мкм). Робочий процес протікає в рідкому діелектричному
середовищі (гас, масло, дистильована вода).
Робоча рідина при електроерозійній обробці:
1) сприяє диспергуванню продуктів ерозії, утворенню гранул кулястої форми,
перешкоджає осадженню продуктів ерозії одного електроду на іншій;
2) забезпечує стабільне протікання процесу, видаляючи продукти ерозії і
очищаючи міжелектродний проміжок;
3) охолоджує електроди.
Рисунок 9.1 - Принципова схема електроерозійної обробки (ЕЕО)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 140
Робоча рідина повинна мати невисоку в'язкість і безпеку в експлуатації,
хімічну нейтральність до матеріалу інструменту і деталі, нетоксичність і
невисоку вартість. Загальне знімання металу відбувається під дією великого
числа електроімпульсів, наступних з певною частотою.
Величина електричної ерозії визначається хімічним складом матеріалів
електроду-інструменту і заготівки, складом робочої рідини, а також
енергетичними характеристиками імпульсів.
Процес ерозії електродів містить три основні фази:
1) виділення енергії в каналі розряду і передача її поверхням електродів;
2) руйнування грат металу (плавлення, випар);
3) евакуація продуктів ерозії із зони розряду.
Оброблюваність матеріалів електроерозійним методом залежить від їх
теплофізичних властивостей і умов протікання процесу. Якщо оброблюваність
нормалізованої сталі прийняти за одиницю, то для жароміцних сплавів вона
дорівнює 1,3…1,4, а для тугоплавких металів і твердих сплавів лише 0,4…0,5.
Оброблюваність загартованих сталей на 25.30% вища, ніж незагартованих, із-
за їх меншої теплопровідності.
Застосовуються декілька кінематичних схем ЕЕО.
1. Прошивка отворів і порожнин з прямою і криволінійною віссю - в двох
варіантах: а) пряме копіювання, коли електрод-інструмент знаходиться над
заготівлею; обробка буває одно- і багатоелектродна; б) зворотне копіювання з
розташуванням заготівки над електродом-інструментом (ЕІ).
Рух подачі тут може здійснюватися заготівлею, при цьому
покращуються умови евакуації продуктів ерозії і підвищується точність
обробки.
2. Електроерозійне шліфування, найбільш ефективне при обробці
внутрішніх фасонних поверхонь.
3. Обробка непрофільованим електродом 3 - рухомим тонким дротом (d=
0,05...0,3 мм) - зазвичай по двох координатах (рис. 9.2).
Рисунок 9.2 - Схема обробки непрофільованим електродом-інструментом
(дротом) : 1 - котушка з дротом; 2 - направляючі ролики; 3 - дріт; 4 - оброблювана
деталь; 5 - подача робочої рідини; 6 - котушка
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 141
Ця схема дозволяє вирізувати складноконтурні деталі високої точності
при використанні коротких імпульсів з малою енергією. Дріт отримує
безперервний рух за допомогою роликового механізму 1, 2, 6. Оброблювана
деталь 4 отримує поперечну і подовжню подачі (чи по криволінійній
траєкторії).
4. Формоутворення шляхом поєднання взаємного переміщення
оброблюваної деталі 1 (рисунок 9.3) і профільованого ЕІ 2 (обгинання або
обкатка). Така схема використовується при електроерозійній правці фасонних
алмазних кругів, обробці вузьких канавок (менше 0,5 мм) на сталевих і
твердосплавних роликах.
Рисунок 9.3 - Схема електроерозійного формоутворення методом обкатки
Електроерозійний метод дозволяє обробляти отвори з криволінійними
осями, тонкостінні деталі, вузькі канали, сполучні отвори в корпусах гідро- і
пневмоапаратури. Перевага цих методів - відсутність задирок.
Усі верстати для фізико-хімічної обробки так само, як і звичайні
металорізальні верстати, діляться на універсальні, спеціалізовані і спеціальні.
Види електроерозійних верстатів, що отримали найбільше застосування:
1) універсальні прошивочні верстати, що працюють за схемами прямого
і зворотного копіювання (мод. 4Г721М, 4Д721АФ3, 4Д722АФ3, 4П724Ф3М;
2) універсальні вирізні верстати (мод. 4531Ф3, 4532Ф3, 4535Ф3);
3) універсальні верстати для видалення зламаного інструменту і
шпильок (мод. 4Б611);
4) спеціалізовані багатопозиційні верстати для перфорації лопаток ГТД,
обробки роторів ТНА, форсунок та інші;
5) спеціалізованих верстатів обкату для обробки кільцевих і гвинтових
струмків змінного перерізу (МА4730А, МА4727);
6) верстатів для обробки (МЭ301) електроконтакту.
Найбільш широке застосування отримали універсальні прошивочні і
вирізні верстати.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 142
Електрохімічні методи обробки (ЕХМО). У основі ЕХМО лежить процес
анодного розчинення металу заготівлі. У робочому середовищі - електроліті -
молекули речовини розпадаються на електрично заряджені частки - іони,
кожен з яких переносить один або декілька електричних зарядів, і без
зовнішнього електричного поля іони в електроліті рухаються хаотично. Якщо
заготівлю і інструмент з'єднати з джерелом постійного струму (напругою
6…12 В), то в електроліті виникає спрямований рух іонів : позитивні іони
(катіони) рухаються до катода, а негативні (аніони) - до анода. Поблизу
електродів поступово підвищується концентрація іонів протилежного знаку, і
на катоді почнеться відновлення катіонів, а на аноді - окислення металу, тобто
анодне розчинення.
Характер електрохімічних реакцій залежить від складу, концентрації і
температури електроліту. Найбільш поширеним електролітом при обробці
сталей і жароміцних сплавів є 10...20% -ний водний розчин NaCl.
Застосовуються і 5…15%-ні водні розчини азотнокислого натрію
(Na2NO3) при обробці жароміцних сплавів, алюмінієвих і мідних сплавів.
Добрі результати при ЕХМО аустенітних сталей дає розчин сірчанокислого
натрію, а при обробці вольфраму, молібдену, ніобію і танталу - розчини лугів.
Відомі також складніші системи, що містять лимонну кислоту, бром, фтор й
інші компоненти.
Для забезпечення стабільності процесу необхідно підтримувати в
певних межах величину водневого показника pH. При pH=7 розчин хімічно
нейтральний; при pH<7 він має кислотні властивості, при pH>7 - лужними.
Нині застосовується велика кількість різновидів ЕХМО. Обробка при
малій щільності струму і в нерухомому електроліті називається
електрополіруванням.
Схема електрополірування проста: оброблювану деталь поміщають в
електроліт і сполучають з позитивним полюсом джерела постійного струму.
Катодом служить пластина з металу, не вступаючого в хімічну реакцію з
електролітом. При проходженні струму найінтенсивніше розчиняються
вершини мікронерівностей, з'являється блиск і досягається ефект полірування.
Електрополірування використовують перед проведенням гальванічних
процесів, для зняття тонких шарів металу при вивченні залишкової напруги,
для видалення наклепаного шару після процесів різання та інші. Разом з
електрополіруванням застосовується і чисто хімічний процес - розмірне
травлення ("хімічне фрезерування"), суцільне і виборче. При тому, що
виборчому травленні місць, що не підлягають обробці, захищають шаром
лаку. Травлення ведеться у водних розчинах лугів і кислот. Глибина травлення
не перевищує декількох міліметрів, а продуктивність - невисока (0,4…1,2
мм/год). Цей процес найбільш ефективний при обробці рельєфних поверхонь
на деталях з алюмінієвих сплавів, а також сталей і титанових сплавів з
великими площами: вафельних панелей, стулок, обшивок гондоли двигуна та
інші. В порівнянні з процесами різання трудомісткість знижується в 2-3 рази.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 143
Електрополірування характеризується невисокою інтенсивністю
знімання металу із-за низької щільності струму на аноді (i менше 0,1 А/см2) і
поступовим уповільненням процесу внаслідок пасивації анода
неелектропровідними частками гідроксидів металу.
Розрізняють наступні різновиди ЕХМО:
1. Анодно-гідравлічна обробка ведеться в умовах інтенсивного
проточного руху електроліту і малого проміжку між електродами (Δ<0,5..1
мм).
2. Анодно-механічна обробка, при якій продукти анодного розчинення
віддаляються за рахунок механічної дії диска, що обертається, або рухомої
стрічки. Застосовується в заготівельних цехах для розрізання заготівель з
важкооброблюваних металів.
3. Електроабразивна (електроалмазна) обробка ведеться абразивним або
алмазним кругом на металевій зв'язці.
Застосовується в інструментальних цехах для виготовлення фасонного
інструменту.
Найбільш широкий розвиток отримав перший різновид - ЕХМО в
потоковому електроліті. Вона використовується при виконанні наступних
робіт :
1) при нерухомих електродах: а) калібрування; б) контурна обробка; в)
видалення задирок; г) скруглення кромок; д) маркіровка;
2) при поступальному переміщенні електроду : а) копіювання; б)
прошивка отворів; в) простягання; г) калібрування; д) гострення;
3) при обертанні катода: а) обробка плоских і фасонних поверхонь; б)
відрізок; в) кільцева вирізка;
4) при обертанні анода: а) обробка фасонних поверхонь (зовнішніх і
внутрішніх); б) обробка канавок (прямих і спіральних); в) відрізок;
5) при складному русі електроду: а) вирізка дротом (стержнем); б)
вирізка трубчасто-контурним методом.
Найбільше промислове застосування нині отримали процеси
копіювання фасонних поверхонь і прошивки глухих і крізних отворів різного
профілю, калібрування шліцьових отворів після термообробки, видалення
задирок, в яких використовується ЕХО в проточному електроліті. Точність
обробки складає 0,2..0,3 мм.
Електроерозійні технології. Перша електроерозійна установка була
створена в 1942 році в блокадному Ленінграді подружжям Лазаренковими. На
жаль подальший розвиток і вдосконалення цієї дивної технології відбувався і
триває без нашої участі і сучасне устаткування разом з сучасними
технологіями цього принципу доводитися замовляти фірмі "АЖИ", а пізніше
- фірмі "Шармий технолоджи".
Електроерозійна обробка основана на фізичному явищі, при якому
матеріал одного або обох електродів під дією електричного імпульсного
розряду, що відбувається між ними, руйнується і на поверхні електродів
утворюються лунки (рисунок 9.4).
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 144
Рисунок 9.4 - Схема руйнування електродів при електроерозійній
обробці: 1 - електрод-інструмент; 2 - робоча рідина; 3 - оброблювана заготівля
Причина появи лунок локальний нагрів електродів до дуже високої
температури. При зближенні двох електродів і підключенні до них напруги,
достатньої для пробою міжелектродного проміжку, що утворився, виникає
електричний розряд у вигляді вузького каналу (стовпа), що проводить, з
температурою, вимірюваною тисячами і десятками тисяч градусів. У підстав
цього каналу спостерігається руйнування (оплавлення, випар) матеріалу
електродів. Рідке середовище забезпечує виникнення динамічних зусиль,
необхідних для видалення руйнованого матеріалу; охолоджуючи електроди,
рідина стабілізує процес. Найчастіше як середовище застосовують
нафтопродукти: трансформаторне і веретенне масла, гас, але ще краще
дистильовану воду.
Основними різновидами електроерозійного методу є електроіскрова і
електроімпульсна обробка. Електроіскрова обробка відрізняється широким
діапазоном режимів обробки від чорновою продуктивністю 1,5 - 10 мм3/с при
шорсткості обробленої поверхні Rz = 160 - 40 мкм, до обробної,
продуктивністю близько 0,001 мм3/с при шорсткості поверхні Ra = 1,25 - 0,16
мкм. Характерні риси цього процесу: порівняно низька продуктивність
обробки, великий знос електродів-інструментів, застосування переважно
релаксаційних схем генерування імпульсів тривалістю 10 - 200 мкс при частоті
2 - 5 кГц, використання прямої полярності, утворення на оброблюваній
поверхні тонкого дефектного шару завтовшки 0,2 - 0.5 мм на чорнових і 0,02 -
0,05 мм на чистових режимах. Значний знос електродів обмежує технологічні
можливості цього методу. Електроіскровий метод застосовується в
приладобудуванні і інструментальному виробництві при обробці заготівель
невеликих розмірів, виготовленні твердосплавних матриць, штампів, обробці
отворів малого діаметру, "шліфуванні", "розточуванні" профільними
електродами-різцями. Інструмент є катодом, а оброблювана заготівля -
анодом. Напруга мережі при обробці не перевищує 250 В.
Зазвичай профіль інструменту відповідає профілю оброблюваного
контура (рисунок 9.6, а), але можливе вирізування не профільованим дротом
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 145
різних контурів (рисунок 2.6, б). Матеріал інструменту найчастіший - мідь Ml,
M2, мідний сплав МЦ- 1, алюміній і його сплави. Особливістю процесу є
значний знос інструменту (знос катода порівняємо зі зносом анода). Класична
траєкторія переміщення електрода-інструмента вертикальна поступальна
хода. Звідси форми і розміри поперечного перерізу оброблених поверхонь
відповідають формі і розмірам поперечного перерізу катода - інструменту
(рисунок 9.5, а). Проте форми оброблених поверхонь можна ускладнювати за
рахунок ускладнення траєкторії переміщення електрода- інструменту
(рисунок 9.5, б і в).
Рисунок 9.5 - Схема електроерозійної обробки: а - при прямолінійному
вертикальному переміщенні катода - інструменту; б, в - при ускладнених траєкторіях
переміщення інструменту
Електроімпульсна обробка. Режими електроімпульсної і електроіскрової
обробки істотно різні. При електроімпульсній обробці застосовують знижену
напругу і відносно великі значення середніх струмів, а частота струму, що
живить розрядний міжелектродний проміжок, стабільна.
Електроімпульсна обробка характеризується: застосуванням
уніполярних імпульсів струму тривалістю 0,5 - 1,0 мкс, шпаруватістю 1-10;
високою продуктивністю: 100-300 мм3/с на грубих режимах з великою
шорсткістю обробленої поверхні і, на м'якших режимах, з шорсткістю
поверхні Rz = 80 - 40 мкм; малим відносним зносом електродів-інструментів,
що становить для графіту 0,1- 0,5%; застосуванням зворотної полярності
(приєднання електрод-інструмента до позитивного полюса джерела струму);
застосуванням як джерело струму переважно машинних генераторів імпульсів
низької і середньої частоти (400-3000 Гц); роботою зазвичай з низькою
напругою (25-30 В) і великою силою струму (50-5000 А). Для прикладу
опишемо характеристики електроерозійного 5-ти координатного
полірувального верстата з ЧПК моделі СКЭ250Ф5. Він призначений для
обробки електродом будь-яких електропровідних матеріалів,
використовуваних при виготовленні різноманітних деталей складного
профілю як з вертикальною (циліндричною), так і з похилою (конічною)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 146
твірною, у тому числі профілів із змінним кутом нахилу і з різними контурами
у верхній і нижній площинах.
- Інструменти - матриці вирубних і гибочних штампів, прес-форм; дюзи
для екструзії; фасонні різці, фрези, шаблони; електроди для електроерозійної
прошивки.
- Деталі електронних приладів - резонатори уповільнюючих систем,
електроди і тому подібне
- Деталі машин - шестерні, куркульки, форсунки.
Комп'ютерне ЧПУ забезпечує графічний контроль контурів деталі з
візуалізацією процесу обробки в реальному режимі часу, дозволяє переглядати
і редагувати управління процесом під час обробки. Сам верстат зображений на
рисунку 9.6.
Рисунок 9.6 - Електроерозійний 5-ти координатний полірувальний
верстат з ЧПК моделі СКЕ250Ф5
9.2. Розробка пристрою регулювання міжелектродного проміжку
при електроерозійному поліруванні
Пристрій регулювання міжелектродного проміжку при
електроерозійному поліруванні призначений для автоматичного ренулювання
відстанню між деталлю, яка підлягає поліруванню та полірувальним
електродом-інструментом. Саме таке регулювання дозволяє чітко
дотримуватися величини між електродного проміжку, щоб уникнути к.з. при
торканні електроду-інструменту з матеріалом заготівки, а також високої
шпаруватості полірувальних імпульсів (при великому значені величини
міжелектродного проміжку).
Принцип дії такого пристрою побудований на принципі послідовного
ПІ-регулятора зі зворотнім зв‘язком, де в якості вимірювального елементу
використовується спеціалізований інтегральний датчик каналу пробою. Схема
керування пристрою дозволяє гнучко керувати потужністю та моментом
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 147
обертання двигуна постійного струму, що призводить до руху систему подачі
полірувального електроду-інструменту, тим самим зменшуючи енергетичні та
теплові витрати та підвищуючи час та якість електроерозійного полірування
форм для лиття пластмас.
Функціональна блок-схема пристрою регулювання міжелектродного
проміжку при електроерозійному поліруванні. На рисунку 9.7 приведена
функціональна схема пристрою регулювання міжелектродного проміжку при
електроерозійному поліруванні.
Рисунок 9.7 – Функціональна схема пристрою регулювання
Схема пристрою регулювання міжелектродного проміжку при
електроерозійному поліруванні складається з електронного комбінованого
датчика каналу пробою і схемою регулювання потужності. До складу датчика
входять компаратор напруги (блок А2) і формувачів керуючих імпульсів (блок
А3), на які поступає інформація про величину між електродного проміжку з
датчику каналу пробою – блок А1. Схема регулювання включає генератор
імпульсів (блок А4), електронний комутатор (блок А5), інвертор (блок А6),
транзисторний підсилювач струму (блок А7) та триністорний ключ (блок А8).
З виходу датчика А1-А3 на комутатор А5 поступає сигнал високого
рівня, який вирішує проходження імпульсів з генератора А4 через інвертор А6
на підсилювач А7.
Комбінований датчик живиться від блоку живлення А9, підключеного
одночасно і до мережі живлення електроприводу подачі полірувального
електроду-інструменту М1.
Опис електричної принципової схеми пристрою регулювання
міжелектродного проміжку при електроерозійному поліруванні.
Принципова електрична схема пристрою регулювання міжелектродного
проміжку при електроерозійному поліруванні зображена на рисунку 9.8.
Система складається з електронного комбінованого датчика каналу
пробою і схеми регулювання потужності. До складу датчика входять
інтегральний перетворювач DA1, компаратор напруги на DA1 і формувачів
керуючих імпульсів на елементах DD2.1, DD2.2. Схема керування включає
генератор імпульсів на елементах DD1.1, DD1.2, електронний комутатор
DD1.3, інвертор DD1.4, підсилювач струму на транзисторі VT1,
навантаженому імпульсним трансформатором Т1, і триністорний ключ VS1-
VS2.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 148
З виходу датчика на нижній (по схемі) вхід елементу DD1.3 поступає
сигнал високого рівня, який вирішує проходження імпульсів з генератора
через інвертор на базу транзистора. Діод VD7 сприяє надійнішому закриванню
транзистору VT1, а діод VD9 захищає його від напруги самоіндукції первинної
обмотки трансформатору Т1.
QF1
0
А
В
VD10
С
DD1.1 DD1.2 DD1.3 DD1.4 VT1
1 & 3 4 & 6 9 & 12 & R10
8 11 VS1
2 5 10 13 T1
R1 R6
VS2
VD7 VD9
М1
C2
VD11
R4 VT2
FU2
R14
+ C5
C7
R5
R13 DD2.1 DD2.2 + C8
VD13
1 & 3 4 & 6
C3 + R9 2 5
VD1 VD3
FU3
R2 1 10
14 R11 VD6 + C9
8
DA2 FU1
VD2 VD4 15 12
R3
7
R7
T2 T3
R12 VD12
VD8 C10
VD14 +
DA1 HL2
C11
C4
R8 VD5 C6
+ + HL1
+ C1
Рисунок 9.8 – Принципова електрична схема пристрою регулювання
Первинним вимірювальним елементом служить інтегрований датчик
каналу пробою DA1, який включений у вимірювальний резистивний міст R2-
R3-R7-R8, що живиться стабілізованою напругою. Комбінований датчик
живиться від випрямляча VD8, підключеного до мережевої обмотки
трансформатора Т2. Інший мережевий трансформатор Т3 служить для
живлення транзисторного підсилювача струму схеми керування.
Трансформатор Т1 намотаний дротом ПЭВ-20,41 на кільцевих
магнітопроводах типорозміру К3118,57 з фериту 2000НН. Обмотка I
містить 30, а обмотки II і III - по 80 витків. Трансформатор Т2 виконаний на
магнітопроводі Ш2028. Первинна обмотка - 1430 витків дроту ПЭЛ-0,18,
обмотки II і III - відповідно 299 і 29 витків дроту ПЭЛ-0,35.
Мережевий трансформатор Т3 блоку живлення схеми керування –
готовий, потужністю близько 30 Вт. Його первинна обмотка розрахована на
напругу 220 В. Обмотка II повинна забезпечувати напругу 6,5 В при струмі
навантаження 0,3A, III - 7,5В (3А), IV - 6В (0,3А). Транзистор КТ805А (VT1)
можна замінити на КТ803, КТ802 з будь-яким буквеним індексом, КТ801А -
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 149
380В 50Гц
на КТ602А. У пристрої використані конденсатори типу К52-1 (електролітичні)
та КМ-5 (інші). Резистори R11, R12 - групи А.
Схему комбінованого датчика зі схемою керування збирають в
металевому кожусі. Триністори VS1-VS2 і транзистор VT1 встановлюють на
тепловідводи. Роз'єми для підключення мережі і навантаження повинні бути
розраховані на відповідну напругу і потужність.
Налагодження пристрою починає з перевірки напруги живлення
мікросхем. Якщо воно відрізняється від номінального, необхідно підібрати
стабілітрон VD13. Потім перевіряють роботу схеми керування. Для цього
відключають провідник від виводу 10 елементу DD1.3 і цей вивід тимчасовою
перемичкою сполучають з виводом 9. На вторинних обмотках трансформатору
Т1 повинні сформуватися імпульси, що відкривають триністори. Далі
підключають до вузла навантаження двигун постійного струму і по його
включенні переконуються в працездатності схеми. Після цього резисторами
R7, R8 встановлюють необхідну величину міжелектродного проміжку на вході
в схему керування і відновлюють з'єднання входів елементу DD1.3 згідно
схемі.
Слід зазначити, що для чіткішої роботи датчика каналу пробою бажано
його корпус з'єднати із загальним дротом, а дріт, що йде від цього
перетворювача до електронного блоку, екранувати.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 150
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА
При рішенні задач оптимізації промислового електропостачання
виникає необхідність у порівнюванні достатньо великої кількості варіантів.
Багатоваріантність вирішення задач електропостачання промислових
підприємств, існуючі суттєві відмінності між варіантами за капітальними
вкладеннями і експлуатаційними витратами потребують техніко-економічних
розрахунків під час проєктування і експлуатації систем електропостачання.
Варіанти схем електропостачання підприємства або окремих його вузлів
в конкретних умовах можуть різнитися напругою живлячої і розподільної
мережі, потужністю трансформаторів та їх кількістю, конструктивним
виконанням електричних мереж тощо. Тому, прийняття найбільш
раціонального рішення здійснюється в результаті порівнянь декількох
рівноцінних за технічними показниками варіантів.
За наявністю необхідних статистичних даних з аварійності
електрообладнання та елементів мереж, тривалості й вартості їх планових і
аварійних ремонтів в техніко-економічних розрахунках враховується вартісна
оцінка надійності.
Робота приймачів електричної енергії залежить від її якості. У разі зміни
якості електричної енергії змінюється режим роботи споживачів, в результаті
чого змінюється продуктивність виробничих механізмів, що може викликати
зниження рівня якості продукції аж до її браку. Зниження показників якості
електричної енергії пов'язано з додатковими витратами потужності і енергії,
що повинно враховуватися при техніко-економічних розрахунках [16, 17].
Трансформаційні процеси в економіці України і функціонування
вітчизняної енергетики в ринкових умовах господарювання спричиняють
необхідність застосування нових методів техніко-економічних розрахунків,
які б враховували інвестування в технічні рішення, річні витрати, прибуток під
час впровадження різних технічних рішень тощо.
Техніко-економічні розрахунки необхідні на етапах проєктування та
експлуатації систем електропостачання, складання перспективного плану
розвитку електричної мережі чи електроенергетичної системи, техніко-
економічного обґрунтування варіантів спорудження чи реконструкції об'єктів,
суттєвого покращення якостей окремих типів обладнання електропередачі та
устаткування підстанцій.
Розрахунки такого роду необхідні також при реконструкції діючих
систем електропостачання та обґрунтуванні доцільності впровадження
енергозберігаючих заходів та проєктів.
Техніко-економічні розрахунки виконуються при виборі:
- найбільш раціональної схеми електропостачання цехів та підприємства у
цілому;
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 151
- економічно обґрунтованої кількості, потужності і режиму роботи
трансформаторів як цехової, так і головної понижуючої підстанцій
підприємства;
- раціональних напруг у системі зовнішнього і внутрішнього
електропостачання підприємства;
- економічно доцільних засобів компенсації реактивної потужності і місця
розташування компенсуючих установок; електричних апаратів, ізоляторів і
струмоведучих частин; перерізу проводів, шин, кабелів у залежності від
технічних та економічних чинників;
- доцільної потужності власних електростанцій і генераторних установок.
Основною метою техніко-економічних розрахунків є визначення
оптимального варіанту схеми, параметрів мережі і її елементів. Критерієм
оптимальності обраного варіанту служить рівень приведених річних витрат.
При техніко-економічних розрахунках систем промислового
електропостачання слід дотримуватися наступних умов порівнянності
варіантів:
- технічних, за якими можуть зрівнюватися тільки взаємозамінні варіанти при
оптимальних режимах роботи і оптимальних параметрах, що
характеризують кожен варіант, що розглядається;
- економічних, за якими розрахунок варіантів, що зрівнюються, ведеться
стосовно до однакового рівня цін.
Кожен з отриманих варіантів повинен відповідати вимогам, що
пред'являються до систем електропостачання.
При проєктуванні електропостачання обирають найбільш доцільний
варіант виконання системи на основі всебічного аналізу технічних і
економічних показників.
До технічних показників відносяться надійність, зручність експлуатації,
тривалість спорудження, об'єм поточних і капітальних ремонтів, рівень
автоматизації тощо.
Основними економічними показниками є капітальні вкладення та
щорічні експлуатаційні витрати.
Економічні (вартісні) показники у більшості випадків є вирішальними
при техніко-економічних розрахунків. Але, якщо розглянуті варіанти
рівнозначні, перевагу віддають кращому у технічному відношенню варіанту.
Тема: «Економічний вибір трансформаторів цеху прес-форм для
суднобудівної галузі».
Вихідні дані. Підприємство живиться напругою 110 кВ і має споживачів
напругою 10 кВ, завантаженість цеху – 861,7 кBА, cos = 0,9, максимальна
річна завантаженість цеху Tmax = 2112 год/рік, вартість електроенергії на
стороні 10 кВ: с0 = 1,97 грн/(кВт.год). Вибрати економічний варіант живлення
цеху.
Розв'язок. До розрахунків приймають два варіанти. Згідно з першим
варіантом використовують два трансформатори ТМ-630/10/0,4 з напругою
вхідної обмотки 10 кВ, напруга вихідної обмотки – 380 В. В другому варіанті
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 152
можна використати один трансформатор ТМ-1000/10/0,4 з вторинною
напругою 380 В.
При розрахунках враховують вартість високовольтних вимикачів і
роз'єднувачів на стороні 10 кВ, трансформаторів і витрат електричної енергії
в них. Вартість електричного обладнання на сторонах 380 В вважаємо
однаковою в обох варіантах, тому їх не враховуємо.
Річна кількість годин максимальних витрат дорівнює [16]:
2
T
0,124 max
10000 max
год/рік,
де max = 8760 год – всього, кількість годин в одному календарному році;
Tmax = 2112 год/рік –максимальна річна завантаженість цеху.
2
2112
0,124
8760 984
10000 год/рік.
Вартість елегазового високовольтного вимикача на 110 кВ (для всіх
трансформаторів однаковий вимикач) становить 137000 грн, вартість
високовольтного роз'єднувача – 278000 грн. Вартість трансформатора ТМ-630
становить 841000 грн, трансформатора ТМ-1000 – 1647000 грн.
Для трансформатора ТМ-630 маємо: Рхх = 1,9 кВт, Ркз =12,2 кВт:
Wтp1 = ΔР . хх max + Р .
кз К 2 .з , кВт.год/рік,
де Кз = 0,65 – коефіцієнт завантаження; max = 8760 год – всього, кількість годин
в одному календарному році; = 984 год – річна кількість годин максимальних
витрат.
Wтp1 = 1,9 . 8760 + 12,2 . 0,652 . 984 = 21716,02 кВт.год/рік.
Для трансформатора ТМП-2500 маємо: Рхх = 4,3 кВт, Ркз = 22,6 кВт:
W .
тp2 = 4,3 8760 + 22,6 . 0,722 . 984 = 49196,38 кВт.год/рік.
де Кз = 0,72 – коефіцієнт завантаження.
Вартість витрат в трансформаторах з урахуванням їх кількості по
варіантах дорівнює [16]:
В = с . n . ве 0 Wтp, грн/рік,
де с0 = 1,97 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; n – кількість цехових
трансформаторів; Wтp – споживана трансформатором електроенергія за рік.
Вве1 = 1,97 . 2 . 21716,02 = 21716,02 грн/рік;
В . .
ве2 = 1,97 1 49196,38 = 49196,38 грн/рік.
Вартість корисно відпущеної електричної енергії:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 153
B = Р . cos . T . w ц max с0, грн/рік,
де Рц = 861,7 кВА – завантаженість цеху; cos = 0,9 – косинус кута зсуву;
с0 = 1,97 – вартість електроенергії на стороні 10 кВ; Tmax = 2112 год/рік –
максимальна річна завантаженість цеху.
B = 861,7. 0,9 . w 2112 . 1,97 = 3226701,13 грн/рік.
Сумарні капітальні витрати за варіантами становлять:
К = n . К + n . 1 в 2 Кр + n . 3 Ктр,
де n1 – кількість елегазових вимикачів; Кв = 137000 грн – вартість елегазового
високовольтного вимикача на 110 кВ; n2 – кількість високовольтних
роз'єднувачів; Кр = 27800 грн – вартість високовольтного роз'єднувача;
n3 – кількість цехових трансформаторів; Ктр – вартість цехового
трансформатора.
К1 = 2 . 137000 + 2 . 278000 + 2 . 841000 = 2512000 грн;
К = 1 . 2 137000 + 1 . 278000+ 1 . 1647000 = 2062000 грн.
Плата за кредит за варіантами [16]:
Вкр = 0,1 . К,
В .
кр1 = 0,1 251200 = 25120 грн;
Вкр2 = 0,1 . 206200 = 20620 грн.
Експлуатаційні витрати за варіантами:
Век = 0,012 . К,
Век1 = 0,012 . 2512000 = 30140,4 грн;
В .
ек2 = 0,012 2062000 = 24740,4 грн.
Амортизаційні витрати за варіантами:
Вам = 0,04 . К,
Вам1 = 0,04 . 2512000 = 100480 грн;
В = 0,04 . ам2 2062000 = 82480 грн.
Грошові витрати [16]:
Вгр = Вве + Вкр + Век,
Вгр1 = 21716,02 + 25120 + 3014,4 = 1136950,51 грн;
Вгр2 = 49196,38 + 20620 + 2474,4 = 1200110,26 грн.
Прибуток від передачі електричної енергії:
П = Bw – Вгр,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 154
П1 = 3226701,13 – 113695,51 = 31130050,62 грн;
П2 = 3226701,13 – 120011,26 = 31066890,87 грн.
Прибуток значно збільшений на одну і ту ж величину для варіантів, тому
що не враховано витрат, пов'язаних з будівництвом і експлуатацією
повітряних ліній до підприємства та на його території.
Приведені витрати визначають за виразом:
Впр = Вкр + Век + Вам + Вен = Вгр + Вам,
Впр1 = 1136950,51 + 100480= 1237430,51 грн;
Впр2 = 1200110,26 + 82480 = 1282590,26 грн.
Висновок. Перевага надається першому варіанту, що має в рік більший
на ΔП = 63150,75 грн прибуток та менші на ΔВпр = 45150,75 грн приведені
витрати.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 155
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз шкідливих та небезпечних факторів, що виникають в
приміщенні проєктно-експериментального відділу
В даному розділі роботи розглядаються можливі шкідливі фактори, які
можуть впливати на працівника, що працює в приміщенні проєктно-
експериментального відділу при розробці системи електропостачання
підприємства.
Для виконання поставлених задач опрацьовується значна кількість
теоретичного матеріалу, що звичайно, викликає потребу у використанні
сучасного комп’ютера. Тому потрібно забезпечити безпечну та продуктивну
організацію праці працівника, що працює з комп’ютерною технікою у відділу.
Для того щоб запобігти негативному впливу на працівника потрібно
звернути особливу увагу на фактори виробничого середовища, які
безпосередньо впливають на дослідника.
При виконанні досліджень персональний комп’ютер (ПК)
використовується для проведення розрахунків та формування відповідної
документації. За ПК працівник проводить не більше 4 годин на день з
перервою не менше 1 години. Виконання багатьох операцій в відділу
призводить до тривалої статичної напруженості м'язів спини, шиї, рук і ніг, що
приводить до швидкого розвитку стомлення. Основними причинами такого
стомлення є: нераціональна висота робочої поверхні столу і сидіння,
відсутність опорної спинки і підлокітників, незручні кути згинання в
плечовому і ліктьовому суглобах, кут нахилу голови, незручне розміщення
документів, монітора, клавіатури, неправильний кут нахилу екрана,
відсутність простору і підставки для ніг.
За рівнем фізичних навантажень робота за комп’ютером класифікується
як легка фізична робота (категорія І) – робота з витратою 120 – 150 ккал/год –
категорія І а.
У відділу розташовано п’ять робочих місць обладнаних комп’ютерною
технікою. Для забезпечення комфортної роботи персоналу столи мають
довжину 140 см і ширину 70 см, що задовольняє санітарним нормам. Стільці,
що змінюються за висотою, з напівм'яким сидінням, дозволяють здійснювати
поворот сидіння і спинки стільця в межах 360°. Висота сидіння регулюється в
межах 42-55 см. Фактична відстань очей до монітора дорівнює 0,6-0,7 м.
Отже, робоче місце відповідає ДСТУ 8604:2015 «Дизайн і ергономіка. Робоче
місце для виконання робіт у положенні сидячи. Загальні ергономічні вимоги».
Розміри відділу становлять: довжина 7 м, ширина 4 м, висота від підлоги
до стелі 3 м, загальна площа аудиторії 28 м2, площа яка припадає на одну
людину становить 5,6 м2. Об’єм приміщення складає: 84 м3, об’єм, який
припадає на одну людину становить 16,8 м3, розміри приміщення за площею
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 156
не відповідають вимогам ДБН В.2.2-28-2010 «Будинки адміністративного та
побутового призначення».
Велике значення для працівників має система освітлення відділу. Під час
роботи дослідник працює з даними, які виводяться програмним забезпеченням
на екран монітору. Найменша розрізненість об’єкту (в даному випадку
об’єктом розрізнення і фоном є: текст на моніторі та власне фон монітора,
текст на аркуші паперу та аркуш, букви на клавіатурі і клавіатура) складає від
0,15 до 0,3 мм, це відповідає високій точності зорової праці. Розряд зорової
праці – ІІ, підрозряд – Г. Контраст відмінності об’єкту з фоном - великий.
При роботі з комп’ютером використовувалося приміщення з однобічним
природним освітленням. Розмір вікна приміщення становить 2×1,5 м. Робочі
столи розміщені так, що природне світло потрапляє в приміщення спереду.
Вікно завішене шторами, які запобігають виникненню відблисків, затемнених
плям на моніторах при попаданні прямого світла. Згідно з нормами освітлення
ДБН В.2.5.28-2018 «Природне і штучне освітлення» коефіцієнт природного
освітлення (КПО) для даного типу зорової праці дорівнює 1,5%. Робоче місце
розташоване на відстані 0,3 м від вікна і в цій точці значення КПО становить
37-42 %. Отже, рівень природного освітлення є достатнім.
Штучне освітлення створюється світильниками з люмінесцентними
лампами. Освітлювальні установки забезпечують рівномірне освітлення по
всій робочій зоні, відсутність глибокої і різкої тіні, постійність освітлення в
часі. Джерела світла по відношенню до робочих місць слідує розмістити таким
чином, щоб уникнути попадання в очі прямих світлових потоків. Фактичне
значення штучного загального освітлення складає 325-340 лк, а нормативне
значення – 300 лк. Отже, рівень штучного освітлення відповідає нормативним
значенням згідно ДБН В.2.5.28-2018 «Природне і штучне освітлення».
Істотне значення мають параметри мікроклімату в приміщенні, оскільки
безпосередньо впливають на роботу та здоров’я працівника. Фактичні
значення основних параметрів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22-24 ˚С;
- в холодний період року 15-18 ˚С;
2) Вологість повітря:
- в теплий період року 45-60 %;
- в холодний період року 40-50 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,07-0,12 м/с;
- в холодний період року – 0,05-0,1 м/с.
Згідно ДСН 3.3.6.042–99 «Санітарні норми мікроклімату виробничих
приміщень» нормативні значення основних факторів мікроклімату наступні:
1) Температура повітря:
- в теплий період року 22-28 ˚С допустима (оптимальна 23-25 ˚С);
- в холодний період року 21-25 ˚С допустима (оптимальна 22-24 ˚С);
2) Вологість повітря:
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 157
- в теплий період року 40-60 %;
- в холодний період року 40-60 %;
3) Швидкість руху:
- в теплий період року – 0,1 м/с (допустима – 0,1-0,2 м/с);
- в холодний період року – 0,1 м/с (допустима – менше 0,1 м/с).
З вище наведених даних мікроклімату видно, що лише показники
температури в холодний період року не задовольняють норму згідно ДСН
3.3.6.042 – 99.
Також важливе значення має параметр шуму. Персональні комп’ютери
створюють на робочих місцях працюючих шум, рівень якого досягає 35-38
дБА. Згідно ДСН 3.3.6.037–99 «Санітарні норми виробничого шуму,
ультразвуку та інфразвуку» цей рівень повністю відповідає нормативному
рівню, який становить 50 дБА. Тому, фактичне значення шуму не перевищує
допустиме, а отже негативно не впливає на працівника.
Основними джерелами електромагнітного поля на робочих місцях є
монітори комп’ютерів, а також системні блоки. Найбільше впливає
електромагнітне поле на органи зі слабкою терморегуляцією, що мають
недостатню кількість кровоносних судин або слабкий кровообіг. До таких
органів відносяться: головний мозок, око (кришталик), шлунок, сечовий міхур
тощо. Функціональні зміни виявляються в передчасній стомленості, млявості,
головному болі. При систематичному опроміненні спостерігається зміна
кров'яного тиску (гіпертонія, гіпотонія), уповільнення пульсу, трофічні явища
(випадіння волосся, ламкість нігтів, лущення шкірного покриву). Величина
напруженості, що живить комп’ютерне обладнання 220 В, і споживана
потужність менше ніж 3000 Вт, що не перевищує нормативне значення,
визначене в ДСН 198 «Державні санітарні норми і правила при виконанні робіт
в невимкнених електроустановках напругою до 750 кВ включно» та ДСН 239-
96 «Державні санітарні норми і правила захисту населення від впливу
електромагнітних випромінювань».
Електропроводка мережі змінного струму напругою 220 В в даному
приміщенні є прихованого типу, що забезпечує захист працюючих від
доторкання до оголених або пошкоджених проводів. Обладнання встановлене
в приміщенні живиться напругою 220 В і споживає потужність 2500 Вт. Деяке
обладнання, зокрема персональний комп’ютер, має металевий корпус, тому
згідно з ДСТУ Б В.2.5-82:2016 у відділу передбачена система захисного
заземлення.
Інструктаж з техніки електробезпеки складений згідно НАОП 1.1.10-
4.09-87 «Програми навчання безпеки праці робітників, до професій яких
пред'являються підвищені вимоги з техніки безпеки». Вступний інструктаж
проводиться з усіма працівниками, які щойно прийняті на роботу (постійну
або тимчасову) незалежно від їх освіти, стажу роботи за цією професією або
посади. Первинний інструктаж проводиться на робочому місці до початку
роботи на робочому місці. Інструктаж проводить інженер по техніці безпеки,
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 158
відповідно до НАОП 0.00-4.12-05 «Типове положення про навчання з питань
охорони праці».
Відділ за вибухопожежонебезпекою відноситься до приміщень типу В,
згідно з ДСТУ Б В.1.1-36:2016. В даному відділу забезпечуються необхідні
заходи щодо протидії виникнення пожежно-небезпечних ситуацій згідно з
НАПБ А.01.001-2014 «Правила пожежної безпеки в Україні»:
- будівельні конструкції необхідного ступеня вогнестійкості. Стіни
виготовлені з цегли, оштукатурені та пофарбовані водоемульсійною фарбою.
Стеля виготовлена методом перекриття приміщення залізобетонними
плитами, а підлога з кахельної плитки. Всі матеріали застосовані для
будівництва та оздоблення відділу пройшли перевірку і були дозволенні
органами державного санітарно-епідеміологічного нагляду.
- приміщення обладнане порошковим вогнегасником ВП-5, який
знаходиться на стіні біля дверей з вільним доступом до нього, відповідно
Правил експлуатації та типових норм належності вогнегасників.
- план евакуації розміщений на стіні з вільним доступом до неї. Для
попередження пожежі у відділу використовується електрична пожежна
сигналізація POLON 4000 та теплові датчики типу (ИПД-1) у кількості 4 шт.
Інструкції на випадок пожежі складенні відповідно до НАПБ А.01.001-
2014 «Правила пожежної безпеки в Україні».
Після проведення аналізу відділу та умов праці за робочим місцем
можна зробити висновок, що всі фактори роботи в даному приміщенні
являються сприятливими окрім системи опалення. Тому пропонується
замінити систему опалення, щоб параметри мікроклімату відділу відповідали
нормам ДСН 3.3.6.042–99.
11.2 Модернізація системи водяного опалення відділу
Основний поділ опалювального обладнання ґрунтується на способах
передавання тепла нагрівальними приладами до опалюваних приміщень.
Опалювання поділяється на опалювання випромінюванням та
конвекційне. Цей поділ виникає з пропорції потоку тепла, яке віддається через
нагрівальні прилади до приміщення.
Типовими випромінюючими нагрівачами є: випромінювачі,
випромінюючі смуги та площинні нагрівальні системи (стельові, стінні та
підлогові).
Конвекційними нагрівачами є: нагрівальні прилади з чавунних та
сталевих ланок та конвектори.
Повітряне обігрівання, в тому числі вентиляторні конвектори, є майже
100-відсотковим конвекційним обігріванням.
Питання, який вид обігрівання приміщень є корисніший -
випромінюванням чи конвекцією, - постійно сприяє новим технологічним
розв’язкам. Наприклад, це стосується встановлення продуктивності (к.к.д.)
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 159
енергетичного випромінювання тепла визначеного типу нагрівального
приладу або радіусу теплової дії нагрівального приладу.
Рисунок 11.1 – Класифікація систем опалення
Ці два види постачання тепла дають різні результати, які практично
можуть викликати приємні відчуття або тепловий дискомфорт.
Наприклад, відчуття людиною втрати тепла внаслідок випромінювання
в напрямку холодних площин (з поверхні пічки) не може компенсуватися за
рахунок більш інтенсивного поглинання випромінювання інших частин тіла.
У такому випадку міняємо позицію нашого тіла відносно джерела тепла.
Крім того, інтенсивний рух повітря (навіть досить нагрітого по відношенню
до температури в приміщенні) при тепловому відчутті можна відбирати як
неприємний охолоджуючий потік.
Якщо в опалюваному приміщенні є умови для доброго самопочуття, то
температура повітря значно не відхиляється від середньої (можливо
рівномірної) температури повітря оточуючих поверхонь, а температура
нагрівальних поверхонь не надто перевищує температуру тіла людини. Тому
частіше надають перевагу площинному, низько температурному опаленню.
Підвищення температури нагрівального приладу, тобто концентрація
джерела тепла в приміщенні, приводить до інтенсифікації та зонування
випромінювання тепла, збільшуючи або інтенсивність теплового
випромінювання, або швидкість руху повітря в приміщенні. Очевидно, що при
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 160
встановленні температури нагрівальних приладів не можна перебільшувати,
бо навіть температура поверхні нагрівальних приладів порядку 80-90 °С, крім
погіршення умов доброго самопочуття, не є безпечною для здоров’я.
Обмеження температури поверхні нагрівальних приладів викликане
тим, що при температурах вищих від 60 °С розпочинаються процеси сухої
дистиляції органічних рідин та припікання їх на поверхні нагрівального
приладу. Продукти цих процесів подразнюють слизові оболонки верхніх
дихальних шляхів, викликаючи відчуття сухості, особливо неприємні при
заниженій відносній вологості повітря в приміщенні під час морозів.
На даний час найчастіше використовуються декілька типів радіаторів:
алюмінієві, біметалеві, чавунні, сталеві конвектора.
Радіатори водяного опалення діляться на дві групи:
секційні-чавунні, алюмінієві, біметалічні (з алюмінію і сталі);
панельні-сталеві.
Чавунні секційні радіатори стійкі до корозії, володіють великою
тепловою потужністю на одиницю довжини приладу і можуть застосовуватися
в системах опалення з низькою якістю теплоносія.
Альтернативою чавуну є алюміній, з якого виробляються більш ефектні
на вигляд і менш металомісткі алюмінієві або біметалічні (сталь + алюміній)
радіатори. Гідність цих опалювальних приладів в тому, що вони прогрівають
приміщення швидше, ніж чавунні радіатори, і добре керуються
термостатичним вентилями.
Біметалеві радіатори зовні схожі на алюмінієві, але завдяки
застосуванню сталевих труб, всередині кожної секції, витримують внутрішній
тиск до 25 атм. і вище. Потужність кожної секції (при висоті 500 мм) 160 Вт.
Застосовуються, як правило, для облаштування міських квартир.
Сталеві панельні радіатори середні за теплопровідністю між чавунними
і алюмінієвими радіаторами. Панельні радіатори виконуються з штампованих,
стійких до корозії сталевих листів, утворюють ряд вертикальних паралельних
каналів, які об'єднуються горизонтальним колектором. Радіатори виконуються
однорядні, дворядними, трирядними, з ребрами і без них. При цьому кожен
радіатор покритий багатошарової термостійкою емаллю.
Обчислення тепловитрат в приміщенні:
Q = S∙T/R, (11.1)
де Q - тепловтрати через перешкоду, Вт
S - площа перешкоди, м2
Т - різниця температур між внутрішнім та зовнішнім повітрям, 50°С
R - значення теплоопору перешкоди, м2·°С/Вт
Розраховуємо тепловтрати через стіни:
Тепловтрати через зовнішню стіну R = 0,712 - опір теплопередачі стіни
завтовшки в 2 цеглини (50 см):
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 161
Sстіни 7 3 1,3 2 4 18,4 м2
18,4 50
Q1 1292
0,712 Вт
Тепловтрати через вікна: R = 0,37 - опір теплопередачі звичайного вікна
з подвійною рамою:
S вікна 1,3 2 2,6 м2
2,6 5 50
Q2 1757
0,37 Вт
З урахувань втрат на вентиляцію (25%):
Q (1292 1757 ) 1.25 3811,25 Вт
Для підтримання оптимальної температури повітря в приміщенні в
холодну пору року потрібна система опалення потужністю не менше 3811,25
Вт.
Згідно отриманих даних обираємо радіатор біметалевий HERTZ 500/100
з тепловою потужністю однієї секції – 210 Вт. Оскільки загальна величина
теплової потужності системи опалення повинна бути не менше 3811,25 Вт, то
для ефективної роботи цієї системи потрібно задіяти не менше ніж 19 секції
радіатора.
Тому в приміщенні проєктно-експериментального відділу потрібно
встановити 2 біметалевих радіатори HERTZ 500/100 по 10 секцій кожен.
Рисунок 11.1 – Радіатор біметалевий HERTZ 500/100 на 10 секцій
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 162
Таблиця 11.1 – Технічні характеристики радіатора біметалевого HERTZ
Країна виробник - Польща Колір радіатора - білий
Міжосьова відстань – 500 мм Об'єм секції – 0,25 л
Глибина радіатора – 95-100 мм Глубина секції – 100 мм,
Тепловіддача секції – 201-210 Вт Висота секції – 568 мм
Тип підключення труб - бокове Ширина секції – 80 мм
Робочий тиск – 35 атм Вага секції – 1,6 кг
Біметалеві радіатори HERTZ призначені для застосування як в
автономних, так і в централізованих системах опалення житлових,
промислових та громадських будівель. Не вимагають додаткової адаптації,
спеціальної підготовки води та надійно працюють як при підключенні до
мідних, пластикових так і сталевих труб. Радіатори можуть використовуватися
в установках гарячої води та пари при температурі теплоносія - 120 °С. Міцна
сталева труба надзвичайно стійка до найагресивнішого теплоносія при дуже
високій температурі. Термін служби радіаторів не менше 40 років.
Нові моделі біметалічних радіаторів HERTZ мають високу тепловіддачу
завдяки тому, що конструкція з глибиною 100 мм дозволила застосувати
максимальну кількість ламелей - 6.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 163
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та
доповнене. – Х.: , 2016. – 736 с.
2. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
3. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового
та дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. –
Київ, 2013. – 424 с.
4. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків
: ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
5. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи
електропостачання. Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця:
ВНТУ, 2011. 204 с.
6. Коліушко Д. Г. Проєктування систем електропостачання промислових
підприємств: навч.-метод. посібник до виконання курсового проєкту за
курсом "Електропостачання промислових підприємств та
енергозбереження": для студентів дистанц. форми навчання за спец.141–
Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка за освітньою
програмою 03 "Електропривід, мехатроніка та робототехніка" / Д. Г.
Коліушко, Л. В. Асмолова ; Нац. техн. ун-т "Харків. політехн. ін-т". –
Харків: ПромАрт, 2021. – 96 с.
7. Посібник з дисципліни «Споживачі електричної енергії» частина 1
«Електричне освітлення». Черкаський державний технологічний
університет. – Черкаси: ЧДТУ, 2014. Соловей О.І., Ситник О.О.,
Самойлик о,В., Семко І.Б., Курбака Г.В., Борисова Н.І.
8. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні розподільчих
установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних підстанцій.
9. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
10. СОУ-Н МПЕ 40.1.20.510:2006 Методика визначення економічно
доцільних обсягів компенсації реактивної енергії, яка перетікає між
електричними мережами електропередавальної організації та
споживача.
11. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання
електроенергетичних систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
12. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів.
/ Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
13. Довідник із проєктування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та
інших. – Вища школа, 1990. – 576 з.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 164
14. IEC 60909-3. Short-circuit currents in three-phase AC systems – Part 3:
Currents during two separate simultaneous line-to-earth short circuits and
partial short-circuit currents flowing through earth.
15. ДСТУ IEC 60909-0:2007 Струми короткого замикання у трифазних
системах змінного струму. Частина 0. Обчислення сили струму (IEC
60909-0:2001, ITD).
16. Навчально-методичні матеріали до виконання курсових та дипломних
проєктів (робіт). – Черкаси: ЧДТУ, 2005. – 48с.
17. 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.
18. Сайт Дніпровського кабельного заводу (ДКЗ) «Енерго» [електронний
ресурс] https://dkzenergo.com/ua/about
19. Шкрабець Ф.П. Ш 64 Електропостачання: навч. посіб. / Ф.П.Шкрабець;
М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.: НГУ, 2015. – 540 с.
20. Інтернет-магазин ламп «Світло» [електронний ресурс]
https://svitlomag.com/ .
21. 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.
22. СОУ-Н МЕВ 45.2-37471933-44:2011 Укрупнені показники вартості
будівництва підстанцій напругою від 6 кВ до 150 кВ та ліній
електропередавання напругою від 0,38 кВ до 150 кВ.
Арк.
ЧДТУ А1 22353 63/03-03 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата 165