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/5711| Title: | Електропостачання взуттєвої фабрики |
| Authors: | Семко, Інга Борисівна Павловський, Михайло Володимирович |
| 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 взуттєвої фабрики. 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. У розділі «Індивідуальне завдання» розроблено схему керування обертами приводу ротаційної фарбувальної установки. У розділі «Техніко-економічні розрахунки елементів СЕП промислових підприємств» зроблено розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання фабрики. В розділі з охорони праці зроблено розрахунок системи захисного заземлення. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/5711 |
| Appears in Collections: | 141 Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка (Електротехнічні системи електроспоживання) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| ВКРБ_Павловський.pdf Restricted Access | 6.65 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)
«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2025 р.
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
до кваліфікаційної роботи
б а к а л а в р
(освітньо-кваліфікаційний рівень)
ЧДТУ А1 21017 63/03-03
на тему:
«Електропостачання взуттєвої фабрики»
(назва теми згідно з наказом)
Виконав: здобувач вищої освіти 4 курсу,
групи ЕСЕ – 12
Спеціальності:
141 «Електроенергетика, електротехніка та
електромеханіка»
(шифр і назва спеціальності)
Павловський Михайло Володимирович
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
Керівник _____________ Інга 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
Павловському Михайлу Володимировичу
(прізвище, ім’я, по батькові здобувача вищої освіти)
1. Тема кваліфікаційної роботи
«Електропостачання взуттєвої фабрики»
Керівник кваліфікаційної роботи Семко Інга Борисівна, к.т.н., доцент
(прізвище, ім’я, по батькові, науковий ступінь, вчене звання)
Затверджені наказом Черкаського державного технологічного університету від
« 05 » березня 2025 року № 63/03-03
2. Строк подання кваліфікаційної роботи здобувачем вищої освіти ____________________
3. Вихідні дані до кваліфікаційної роботи: 1. Тип системи електропостачання –
централізована; 2. Клас напруги ГПП – 110/10 кВ; 3. Встановлена потужність підприємства –
4643 кВт; 4. Потужність КЗ на шинах енергосистеми – 1200 МВА; 5. Розміри цеху –
48×54×6 м; 6. Кількість електроприймачів цеху – 57 шт; 7. Встановлена потужність силових
електроприймачів цеху – 601,5 кВт; 8. Індивідуальне завдання – Розробка схеми керування
обертами приводу ротаційної фарбувальної установки; 9. Техніко-економічні розрахунки –
Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії електропостачання фабрики; 10. Охорона праці
– Розрахунок системи захисного заземлення.
4. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (перелік питань, що їх належить
розробити)
1 Умови проектування
2 Розрахунок електричних навантажень
3 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства. Розрахунок живлячої мережі
4 Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності
5 Вибір схеми внутрішньозаводського електропостачання напругою 10 кВ
6 Розрахунок струмів короткого замикання в мережах вище 1000 В
7 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП. Вибір високовольтної апаратури.
Перевірка кабельних ліній
8 Розрахунок системи електропостачання цеху
9 Індивідуальне завдання – Розробка схеми керування обертами приводу ротаційної
фарбувальної установки
10 Техніко-економічні розрахунки – Розрахунок вартості монтажу повітряної лінії
електропостачання фабрики
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 ________________ Михайло ПАВЛОВСЬКИЙ
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
Керівник кваліфікаційної роботи ________________ Інга СЕМКО .
(підпис) (Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ)
ЗМІСТ
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ 6
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ ................................................................................... 7
1.1 Характеристика об'єкта проєктування ............................................................. 9
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії ........................................... 9
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання ............. 10
1.4 Характеристика джерела живлення ............................................................... 11
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ ......................................... 12
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів ............. 13
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних навантажень від
однофазних електроприймачів ............................................................................. 22
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від освітлювальних
систем ...................................................................................................................... 24
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання ................................................................................................. 26
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху та
підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій ...... 28
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху .......................... 28
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП) ............................................ 31
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ ................................................................... 32
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства ................................ 32
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі ........................................................... 33
3.3 Визначення втрат напруги від системи до ГПП ........................................... 36
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ
ПОТУЖНОСТІ .......................................................................................................... 42
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції ............................ 42
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з врахуванням
компенсації реактивної потужності ..................................................................... 44
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві ................................. 48
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ
Ли Зм. № докум. Підпис Дата
Ртоз роб. Павловський М.В. Літ Аркуш Аркушів
Перев. Семко І.Б. 3 128
Електропостачання взуттєвої
Т. контр.
Н. кон тр. Ключка К.М. фабрики ФЕТАМ, ЕСЕ-12
Затв. Ситник О.О.
Инв. № подп Подп. и дата Инв. № дубл. Взам. инв. № Подп. и дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАПРУГОЮ 10 (6) кВ.............................................................................................. 50
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі 50
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж ..................................................... 51
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ ВИЩЕ
1000В .......................................................................................................................... 56
6.1 Вихідні дані для розрахунків .......................................................................... 56
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в характерних
точках ...................................................................................................................... 58
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110 кВ .. 61
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ ......... 64
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП ...................................... 64
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН .......................................................... 64
7.3 Вибір апаратів розподільчої установки РУНН ............................................. 65
7.4 Вибір трансформаторів струму ...................................................................... 66
7.5 Вибір трансформаторів напруги ..................................................................... 68
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість ....................................................... 69
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ ........................ 70
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху .................................... 70
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем ............................ 71
8.2.1 Загальні відомості ...................................................................................... 71
8.2.2 Розрахунок освітленості ............................................................................ 73
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву ....................... 82
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж .......................... 83
8.3.2 Розрахунок електричної мережі напругою до 1 кВ за умовами нагріву
та захисту ............................................................................................................. 84
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги ........................... 91
8.3.4 Вибір низьковольтних комплектних установок НКУ ............................ 92
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В ....................... 94
8.5 Захист цехових електричних мереж ............................................................... 97
8.5.1 Вибір апаратів захисту .............................................................................. 97
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність ............................................................ 99
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної підстанції .... 99
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної підстанції .... 101
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 4
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– Розробка схеми керування обертами
приводу ротаційної фарбувальної установки ....................................................... 105
9.1 Загальні відомості про зниження енергозатрат в промисловості ............. 105
9.2 Розробка схеми керування приводу ротаційної фарбувальної установки 109
9.3 Розрахунок каскадів керування оптопарою ................................................ 111
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості монтажу
повітряної лінії електропостачання фабрики ....................................................... 115
11 ОХОРОНА ПРАЦІ ............................................................................................. 118
11.1 Аналіз умов праці, шкідливих та небезпечних факторів, які діють на
дослідника, який працює в лабораторії ............................................................. 118
11.2 Розрахунок системи захисного заземлення ............................................... 120
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................... 127
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 5
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ
ВН – висока напруга
ГПП – головна понижуюча підстанція
ЕН – електричне навантаження
ЕП – електроприймачі
КЗ – коротке замикання
КРП – комплектно розподільчий пристрій
КТП – комплектна трансформаторна підстанція
ЛЕП – лінія електропередачі
НБК – низьковольтна батарея конденсаторів
НКУ – низьковольтна комплектна установка
ПЛ – повітряні лінії
ПРА – пускорегулююча апаратура
ПУЕ – правила улаштування установок
РП – розподільчий пункт
РПС – районна підстанція
СЕП ПП – система електропостачання промислового підприємства
ТЕР – техніко-економічні розрахунки
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – центр електричних навантажень
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 6
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1 УМОВИ ПРОЄКТУВАННЯ
Система електропостачання промислового підприємства складається з
мереж напругою до 1 кВ та вище, головної понижуючої підстанції,
розподільчих пунктів, трансформаторних підстанцій та силових пунктів у
цехах. Призначена система для забезпечення вимог виробництва в передачі
електроенергії від джерела живлення до місця споживання її у відповідній
кількості та якості.
Як відомо [3], системи електропостачання промислових підприємств можна
умовно поділити на три типи: ізольовані, централізовані та комбіновані. Згідно
з завданням на дипломне проєктування система електропостачання
промислового підприємства має бути централізованою.
Основними чинниками при проєктуванні системи електроспоживання є
характеристики джерел живлення та споживачів електроенергії, в першу чергу
безперебійність електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування, а також вимоги електробезпеки. Але незважаючи на те, що ці
особливості та характеристики є головними чинниками при проєктуванні
системи електропостачання, вагомий внесок в ідеологію побудови раціональної
СЕП вносять загальні вимоги до системи електропостачання, основні з яких
приведемо нижче.
Проєктування системи електропостачання промислових підприємств
проводимо згідно з [1, 4] та інших нормативних документів.
Основними чинниками при проєктуванні є характеристики джерел
живлення та споживачів електричної енергії, в першу чергу вимоги до
безперебійності електропостачання з урахуванням можливості забезпечення
резервування у технологічної частині проєкту, вимоги електробезпеки.
Схеми електропостачання промислових підприємств розробляємо з
урахуванням наступних основних принципів [4]:
а) Джерела живлення мають бути максимально наближені до
споживачів електричної енергії.
б) Число ступенів трансформації і розподілу електроенергії на
кожної напрузі має бути мінімально можливим.
в) Розподіл електроенергії рекомендується здійснювати по
магістральних схемах. Радіальні схеми можуть бути застосовувати у
обґрунтованих випадках.
г) Схеми електропостачання і електричних з'єднань підстанцій
мають бути виконано таким чином, щоб належній рівень надійності і
резервування було забезпечено найменшою кількістю електрообладнання
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.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 7
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Живлення вторинних ланцюгів не повинно порушуватися при будь-яких
перемиканнях силових ланцюгів паралельних технологічних потоків.
є) При побудові схеми електропостачання підприємства, електроприймачі
якого вимагають резервування живлення, повинно проводитися секціонування
шин у всіх ланцюгах системи розподілу електричної енергії, включаючи шини
низької напруги цехових двохтрансформаторних підстанцій.
є) Усі елементи електричної мережі повинні, як правило, знаходитися під
навантаженням. Наявність резервних непрацюючих елементів мережі має бути
обґрунтовано.
ж) Потрібно застосовувати (вживати) , як правило, роздільну роботу ліній,
трансформаторів. У обґрунтованих випадках може бути допущена паралельна
робота елементів електропостачання.
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження обумовлюється значеннями і характером навантаження та
розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При цьому враховуються
також архітектурно-будівельні і експлуатаційні вимоги, розміщення
технологічного обладнання, умови оточуючого середовища, вимоги
вибухопожежної та екологічної безпеки.
Система електропостачання промислового підприємства враховує
черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно порушувати
чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При проєктуванні системи електропостачання промислового підприємства
належить враховуємо потребу у електроенергії сторонніх близько
розташованих споживачів.
У об'єктах електропостачання повинні, як правило, застосовувати
комплектне крупноблочне електротехнічне обладнання.
Схемні та конструктивні рішення є максимально уніфіковані.
Категорії електроприймачів (ЕП) по надійності електропостачання
відповідають ПУЕ. При цьому не допускається необґрунтованого віднесення ЕП
до більш високої категорії, а саме:
- ЕП, які працюють на склади, проміжні нагромаджувачі, що виконують
допоміжні технологічні операції, частину обладнання інженерного
забезпечення будівлі, відносимо до III категорії.
Віднесення вказаних електроприймачів до II категорії приводе до
необґрунтованого завищення не тільки потужності встановлених
трансформаторів, але і вимог до резервування живлення споживачів.
До II категорії слід відносити тільки таке технологічне та інше обладнання,
без якого неможливе продовження роботі основного виробництва на час після
аварійного режиму.
- електроприймачі, відключення яких приводе до масового недовідпуску
продукції , нерідко відносять не до II категорії, а до І категорій, що мотивується
тім, що наносяться "значні збитки народному господарству".
Зазначимо, що поняття "значні збитки народному господарству" відносятся
до групи виробництв, регіону, галузі, але не до одного підприємства.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 8
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Поняття "категорія електроприймача по надійності електропостачання" не
відноситься до споживача в цілому, у тому числи до цехів, дільниць, корпусів і
т. д. Це поняття правомірно тільки по відношенню до індивідуального ЕП. Для
споживача характерно лише поєднання в різних пропорціях електроприймачів
категорій І, IIта III.
1.1 Характеристика об'єкта проєктування
Підприємство, електропостачання якого ми будемо проєктувати у
кваліфікаційній роботі є фабрикою з виготовлення взуття.
При проєктуванні системи електропостачання (СЕП) підприємства ми
враховуємо основні вимоги "Норм технологічного проєктування СЕП
промислових підприємств", і відповідних розділів "Правил улаштування
електроустановок 2017".
Структура підприємства приведена на генплані (лист №1) і включає як цеха
основного виробництва, так і допоміжні приміщення та підрозділи.
При проєктуванні системи електропостачання враховано рельєф
місцевості, характер та вид ґрунту, характеристики приймачів електричної
енергії окремих цехів та споруд, особливості технологічних процесів на
підприємстві, характеристику оточуючого середовища.
Головна понижуюча підстанція (ГПП) підприємства розташована з
врахуванням місця знаходження теоретичного центру електричного
навантаження. При цьому було враховано домінуючий напрямок вітру.
Основним високовольтним обладнанням підприємства є понижуючі
трансформатори цехових трансформаторних підстанцій.
При розробці системи електропостачання заводу враховувалося, що всі
підстанції підприємства телемеханізовані та будуть працювати без чергового
персоналу.
1.2 Характеристика споживачів електричної енергії
Силові електроприймачі цеху живляться трифазним змінним струмом
промислової частоти 50 Гц номінальною напругою 380 В. Однофазне
обладнання складається з малопотужних установок, що включені на фазу 220 В.
Вищих гармонік при експлуатації обладнання не виникає. Встановлена
потужність та інші характеристики приведено у таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Відомості про електричні навантаження цеху
Встановлена
№ Кількість,
Електроприймач потужність, cos
поз. шт.
кВт
1 2 3 4 5
Силові трифазні електроприймачі напругою 380 В
1 Пересувна завантаж. платформа 2 3,2 0,79
2 В’язальна машина 20 7,9 0,82
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 9
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Продовж. табл. 1.1
1 2 3 4 5
3 Зшивальний напіватомат 7 2,2 0,83
4 Установка вивертання 7 1,4 0,86
5 Ротаційна фарбувальна установка 3 68 0,92
6 Насос гарячої води 3 5 0,88
7 Насос холодної води 3 3 0,86
8 Вентилятор витяжний 4 3,4 0,84
9 Вентилятор приточний 2 22 0,84
10 Термоформовочна установка 3 36 0,93
11 Фасувальна установка 3 6,1 0,87
57
Однофазні електроприймачі
1 Праска 3 0,2 0,86
2 Парогенератор 3 0,2 0,86
6
В цеху виготовлення в’язаного взуття на рівні технологічних зв’язків
здійснюється відповідне резервування.
Основне обладнання цеху відноситься до ІІ категорії. Як відомо [1], до ІІ
категорії слід відносити обладнання без якого не можливе продовження роботи
основного виробництва на час після аварійного режиму.
Обладнання цеху розташовано з урахуванням технологічних особливостей
виробничих процесів.
Виробничо-сформоване електрообладнання живляться від власних
розподільних пунктів РП.
План цеху та розташування обладнання зображено на листі 5 графічної
частини, а також на рисунку 1.1.
Особливостями розташування обладнання у приміщені цеху є такі, що
потребують практично рівномірну освітленість цеху.
Проєктом передбачено загальне виробниче освітлення 380/220 В.
Розміри цеху виготовлення в’язаного взуття, електропостачання якого ми
будемо розраховувати, складають: становлять 48×54×6, з площею освітлення
S=2592 м2.
1.3 Характеристика цехів об'єкта, особливості їх електропостачання
Проєктування електропостачання цехів неможливе без урахування
особливості виробничого середовища приміщень, у яких вони розташовуються.
При цьому ми виконуємо 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 складське
обладнання. Приміщення цехів підприємства відносяться до так званих
нормальних, тобто є сухими приміщеннями, в яких вологість повітря не
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
перевищує 60 % та відсутні умови, наведені уп. 1.1.10-1.1.12 ПУЕ.
До запилених приміщень, в яких за умовами виробництва виділяється
технологічний пил у такій кількості, що він може осідати на проводах,
проникати всередину машин, апаратів, цех рамних конструкцій
Але ці цехи відноситься до приміщень з не струмопровідним пилом.
Рисунок 1.1 – План цеху та розташування обладнання
1.4 Характеристика джерела живлення
Живлення даного підприємства здійснюється від районної підстанції
(РПС) енергосистеми 110 та 220 кВ.
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є: обрана
номінальна напруга енергосистеми Uс=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ • А;
довжина повітряної лінії Lпл = 65 км.
Економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою на границі
балансової приналежності Qек = 650,5 квар в часи її максимуму навантаження.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110кВ±5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 РОЗРАХУНОК ЕЛЕКТРИЧНИХ НАВАНТАЖЕНЬ
Знання електричних навантажень необхідне для вибору і перевірки
провідників (шин, кабелів та ін.) і трансформаторів по пропускній
спроможності і економічній густині струму, а також для розрахунку втрат і
відхилення напруги, вибору апаратів захисту та засобів компенсації реактивної
потужності [1-4].
Правильне визначення електричних навантажень при проєктуванні є
основою для раціонального рішення всього комплексу питань
електропостачання сучасного промислового підприємства, у тому числі,
окремого цеху.
Поняття «розрахункове навантаження» випливає з визначення
розрахункового струму Іроз , за величиною якого вибирають всі елементи
мережі і електрообладнання системи електропостачання.
В найпростішому випадку, коли навантаження постійне в часі
І const Іроз .
При змінному навантаженні, коли його графік має випадкових характер,
використовується співвідношення
t
1
I(t) I(t) dt ,
t
де – тривалість інтервалу усереднення ( t T - ), що
приймається для графіків навантаження, практично незмінних у часі, рівної
3 T0 (у решті випадків – 3 T0 );
T – інтервал реалізації випадкового процесу;
T0 – постійна часу нагріву провідника до максимальної допустимої
температури (за час, рівний 3 T0 , провідник нагрівається до 95 % сталого
рівня).
Умовно приймають T0 10 хв., 30 хв. незалежно від перетину
провідника, звідки і витікає поняття «півгодинний максимум».
З наведеного вище співвідношення вводять поняття «розрахунковий
струм» Іроз – це такий струм, що приводе до такого ж максимального нагріву
провідника або викликає такий же тепловий знос, що й початкове змінне
навантаження I(t) .
Значення Іроз звичайно визначають з виразу
Ppоз 3 U Ipоз cos . (2.1)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
В якості розрахункового навантаження приймають середнє навантаження
P за активною потужністю впродовж часу
t
1
P P(t)dt .
t
Активне розрахункове навантаження Ppоз аналогічне поняттю
«розрахунковий максимум» Pmax або «максимального навантаження»
Imax Iроз , тобто найбільшому значенню струму із середніх у 30-хвилиних
інтервалах усереднення.
2.1 Розрахунок цехових навантажень від силових електроприймачів
Визначення розрахункових електричних навантажень необхідно проводити
згідно методики [6], яка поширюється на всі галузі господарства, адаптована до
сучасних умов та містить суттєві уточнення попередніх методів розрахунку.
Визначення електричних навантажень цеху є складовою розрахунку
електричних навантажень промислового підприємства в цілому. При таких
розрахунках враховують ступень (рівень) системи електропостачання, оскільки
розрахунки на кожній із них мають свою специфіку. На підприємствах
середньої та великої потужності таких рівнів нараховують шість (рисунок 2.1).
Кінцевим результатом таких розрахунків має стати величина
розрахункової потужності ( Ppоз, цеху )як окремих цехів, так і підприємства (
Ppоз, підпр ) у цілому. Розрахункова потужність Ppоз– це така потужність, при
якій термін службі елементів системи електропостачання дорівнює
розрахунковому.
У розрахунках використовуються такі позначення та співвідношення:
– номінальна потужність, Рном ;
– паспортна потужність, Рпасп ;
– встановлена потужність Ру .
У розрахунках використані загальноприйняті позначення: для груп
електроприймачів – Р , для одного електроприймача – р . При цьому для
окремого електроприймача встановлена потужність дорівнює:
1) для електродвигунів, які працюють у довготривалому режимі
pу pном pпасп ;
2) для електродвигунів, які працюють у повторно-короткочасному режимі:
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
pу pном pпасп ТВ ,
де ТВ – тривалість включення в частках одиниці (задається у паспорті, як
правило, у відсотках).
Групова номінальна (встановлена) активна потужність – це алгебрична
сума номінальних активних потужностей електроприймачів, що входять у
групу ЕП
n
Рном рном , (2.2)
1
де n – кількість електроприймачів у групі.
Групова номінальна реактивна потужність – це алгебраїчна сума
номінальних реактивних потужностей електроприймачів, що входять у групу
n n
Qном qном рном tg , (2.3)
1 1
де tg – паспортне або довідкове значення коефіцієнта реактивної
потужності.
Рисунок 2.1 – Рівні (ступені) системи електропостачання
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункова активна потужність вузла живлення визначається
розрахунковою величиною Кв Рном , що відповідає значенню Кр , за
співвідношенням:
Рроз Кp Кв Рном , (2.4)
де Кр f Kв , nе , Ta – коефіцієнт розрахункової потужності, який залежить від
коефіцієнту використання Кв та ефективної кількості електроприймачів nе та
постійною часу нагріву мережі, для якої розраховують електричні
навантаження.
Згідно [6] прийняти наступні постійні часу нагріву:
– Ta 10 хв. – для мережі напругою до 10 кВ, що живлять розподільчі
шинопроводи, пункти, щити. Значення Кр для таких мереж приймають за
номограмою (рисунок 2.2) або згідно таблиці 2.1;
– Ta 2,05 год – для магістральних шинопроводів і цехових
трансформаторів. Для таких випадків значення Кр приймають згідно
таблиці 2.2;
– Ta 30 хв. – для кабелів напругою 6 кВ і вище, що живлять цехові
трансформаторні підстанції та розподільчі установки. Розрахункова потужність
для цих елементів визначається за умовою Кр 1.
Відмітимо, що добуток Кв Рном є проміжною допоміжною розрахунковою
величиною, але не середнім значенням очікуваного навантаження, як це
вважалося раніше.
Величину ефективної кількості електроприймачів nе визначаємо за
співвідношенням
n 2
Pном
nе
1 . (2.5)
n
n р2
ном
1
Величинуnе можна також визначати за спрощеним співвідношенням
2
n pном
е . (2.5 а)
pном max
Якщо знайдене за співвідношенням (2.5 а) число nе буде більше за n (n –
дійсне число ЕП), тоді слід прийняти n nе . Якщо рном max / pном min 3 , де
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
pном min – номінальна потужність найменшого електроприймача групи, тоді
також приймаємо ne n .
Значення коефіцієнту використання кв за кожним окремим
електроприймачем визначаємо за довідковими даними.
Груповий коефіцієнт використання Кв електроприймачів з різними ne
знаходимо за формулою
n
кв р
i номi
Кв
1
n (2.6)
рномi
1
Рисунок 2.2 – Графіки коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
для різних Кв в залежності від nе
Таблиця 2.1 – Значення коефіцієнта розрахункового навантаження Кр
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
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
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
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
для різних Кв в залежності від nе на НН цехових трансформаторів і для
магістральних шинопроводів напругою до 1000 В
Коефіцієнт використання Кв
nе 0,1 0,15 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 і
більше
1 8,00 5,33 4,00 2,67 2,00 1,60 1,33 1,14
2 5,01 3,44 2,69 1,9 1,52 1,24 1,11 1,0
3 2,94 2,17 1,8 1,42 1,23 1,14 1,08 1,0
4 2,28 1,73 1,46 1,19 1,06 1,04 1,0 0,97
5 1,31 1,12 1,02 1,0 0,98 0,96 0,94 0,93
6–8 1,2 1,0 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91
9–10 1,1 0,97 0,91 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9
10–25 0,8 0,8 0,8 0,85 0,85 0,85 0,9 0,9
25–50 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,8 0,85 0,85
Більше 50 0,65 0,65 0,65 0,7 0,7 0,75 0,8 0,8
Груповий коефіцієнт використання по цеху у цілому (середньовиважений
коефіцієнт) дорівнює
n
Кв Р
i номi
К 1
в, цеху
n . (2.7)
Рномi
1
З урахуванням (2.7) співвідношення (2.3) для визначення розрахункової
активної потужності прийме вигляд
n
Рроз цеху Кр Кв, цеху Рном Кр Кв Рном . (2.8)
i i
1
Реактивна потужність по цеху, на шинах ТП, розраховується за
співвідношенням
Qроз цеху Кр Кв Рном tgі . (2.9)
i i
і
До розрахункової активної та реактивної потужності силових
електроприймачів напругої до 1 кВ повинно бути додане освітлювальне
навантаження Pроз. оc , Qроз. оc .
Повна розрахункова потужність Sроз силових електроприймачів напругою
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
до 1 кВ визначається за формулою
S P2 2
роз роз Qроз (2.10)
Результати розрахунків та вихідні дані цеху заносяться у відповідні місця
таблиці 2.3, виконаної за формою Ф 636–92 [6].
Використовуючи вихідні дані таблиці 2.1, співвідношення (2.1) - (2.11) та
графік рисунок 2.2 [6], розраховуємо в якості прикладу величину
розрахункового активної та реактивної потужності окремого цеха , а саме цеху
з виготовлення в’язаного взуття.
Результати розрахунків заносимо у відповідні графи таблиці2.3, що
виконана по формі Ф636-92.
Визначимо номінальну групову потужність другої групи електроприймачів
(в’язальна машина) Рном,1. При цьому, так як електроприймачі згруповані таким
чином, що мають однакову величину коефіцієнта використання Кв та
номінальну потужність, співвідношення (2.1) приймає вид
n
Pном,1 pном n 7,9 20 158 кВт.
1
Визначаємо розрахункову величину Кв Рном,2 , для цієї ж групи,
використовуючи значення Кв з таблиці 2.3 (стовпчик 5); значення додатку
К .
в Рном, заносимо у стовпчик 8 таблиці 2.3.
Кв Рном,1 0,9 158142,2 кВт.
Визначаємо чергову розрахункову величину таблиці 2.1, та заносимо її у
відповідну графу таблиці 2.3.
Кв Рном,1 tgφ0,9 158 0,799,3квар .
Проводимо аналогічні розрахунки для інших сформованих груп
електроприймачів та заносимо результати розрахунків у таблицю 2.3.
У графах 8 та 9 у підсумкової строки записуємо сумарні значення величин
Кв Рном та Кв Рном tgφ ,
а саме:
Кв Рном та Кв Рном tgφ .
Визначаємо величину ефективної кількості електроприймачів nе за
спрощеним співвідношенням (2.5):
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 p 2 601,5
n ном
е 5,8 шт.
pном м ax 204
Для розрахунку групового середньовиваженого коефіцієнту використання
по цеху в цілому використовуємо формулу (2.7)
n
Кв, і Рном і 459,4
К 1
в, цеху 0,76 .
n
Р 601,5
ном і
1
По графіку рисунок 2.2 для визначених величин nе=6 та К в, цеху 0,76
знаходимо коефіцієнт розрахункової потужності Кр.цеху який дорівнює Кр,цеху =1,07.
За співвідношенням (2.8) знаходимо розрахункову активну потужність
цеху, який розраховуємо у якості прикладу
n
Рр. цеху Кр Кв. цеху Рно.цеху Кр Кв. i Рном і 459,4 1,07 491,6кВт.
1
Так, як величина ефективної кількості електроприймачів nе>10,
реактивна потужність силових електроприймачів напругою до 1 кВ по
цеху визначається співвідношенням (1.9), тобто являє собою число підсумкової
строки графи 9:
Qр.цеху (Кв Рном tgφ)250,2квар.
Повну розрахункова потужність Sпр силових електроприймачів напругою
до 1 кВ по цеху визначається формулою (1.10)
S 2 2
р.цеху Pр.цеху Qр.цеху 491,62 250,22 551,6 кВА.
Таким чином, нами виконано розрахунок повної потужності силових
електроприймачів напругою до 1 кВ окремого цеха , а саме цеху з виготовлення
в’язаного взуття.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших цехів.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.2 Особливості визначення розрахункових електричних
навантажень від однофазних електроприймачів
Електричні навантаження ЕП однофазного струму повинні бути
розподілені рівномірно по фазах, на рисунку 2.2.
Однофазні ЕП, що включені на фазні і лінійні напруги та розподілені по
фазах з нерівномірністю не вище 15 % по відношенню до загальної потужності
трифазних і однофазних електроприймачів у групі, враховують як трифазні ЕП
тієї ж сумарної потужності. Якщо нерівномірність перевищує 15 %, умовна
трифазна номінальна потужність приймається рівної потроєної величині
навантаження найбільш завантаженої фази [2].
Рисунок 2.2 – Схема з’єднання однофазних електропри ймачів
При числі однофазних ЕП більше трьох і однакових значеннях Кв і cos ,
включених на фазну і лінійну напругу, максимальне розрахункове
навантаження визначається за формулою
Рроз,у 3 Кв Кр Рном мах ф.
Величина ne при визначенні Кр для однофазних ЕП визначається за
формулою
2 p
n ном
e .
3 pноммахф
де pномф – сума номінальних потужностей однофазних ЕП даного
розрахункового вузла, кВт;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
pном мах ф – номінальна потужність найбільшого ЕП однофазного струму,
кВт.
Рном мах ф – номінальна потужність максимально навантаженої фази, кВт
формула (2.13).
pном (3 0,2) (3 0,2) 1,2 кВт,
2 1,2
ne 4шт,
3 0,2
Рном мах фаза а n P
пр.ф ном,
Рном мах фаза а 0,2 (0,2 2) 0,6кВт,
Рроз,у 3 0,7 1,14 0,6 1,44 кВт.
Розрахункова реактивна потужність визначається так:
– для живлячих мереж напругою до 1 кВ у залежності від ne :
n
при ne ≤ 10 Qроз 1,1Кв Рном tg
1
n
при ne > 10 Qроз Кв Рном tg .
1
Qроз, у 1,11,44 1,58 квар .
n
Кв Рном tg (0,7 0,6 0,86) (0,7 0,6 0,86) 0,72 квар
1
Повна умовна розрахункова потужність розу S силових однофазних
електроприймачів напругої до 1 кВ визначається формулою (2.10)
S 2 2 2 2
роз, у Рроз, у Qроз, у 1,44 1,58 2,14кВА
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.3 Визначення розрахункових електричних навантажень від
освітлювальних систем
В відповідності до категорій пожежозахисту приміщення, згідно ПУЕ
(глава 6.5), ми обираємо тип світильників, їх висоту підвісу, та розташування в
робочій зоні цеху з виготовлення в’язаного взуття. Загальні геометричні
розміри виробничої зони цеху становлять 48×54×6, з площею освітлення
S=2592 м2.
Для визначення електричних навантажень(ЕН) освітлювальних установок
використовується метод питомої потужності. Для знаходження питомої
фактичної потужності ЕН освітлювальних установок (Рп.о.ф.) використовуються
слідуючи дані: тип світильника, коефіцієнт запасу к3., освітленість Еф, значення
розрахункової висоти h, площа освітлювального приміщення S. По обраному
типу світильника, площі освітлювального приміщення та висоті підвісу
світильників визначається питома потужність загального рівномірного
освітлення, необхідного для забезпечення норми освітленості.
Для освітлення цеху ми використаємо стельові світильники ПВЛМ з
чотирма лампами типу ЛТБ-65. Світильники розташовані під стелею на висоті
h=5,8 м, від рівня підлоги
Виконаємо розрахунки освітлювального навантаження цеху:
Визначимо активну потужність освітлювальних установок Рм.о. згідно
виразу
Рм.о. кп Рп.о.ф S, (2.12)
де кп – коефіцієнт попиту освітлення [9];
S – площа приміщення, м2;
(0,959,7 2592)
Рм.о. 24,1 кВт,
1000
Рп.о.ф – питома фактична потужність освітлювальних установок, Вт/м2,
визначається за формулою
Еф к з.ф
рп.о.ф Рп.о.табл к , (2.13)
100 к р
з.табл
де Рп.о.табл – питома потужність освітлювальної установки [4], Вт/м2;
Еф – фактична освітленість для виконуваного виду робіт [4], лк;
кз.ф – фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кз.табл – табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт [4];
кр - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення [4].
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
200 1,8
р 2
п.о.ф 14,5 0,3 9,7 Вт/м
100 1,6
Реактивну потужність навантаження системи загального освітлення цеху
визначаємо за виразом
Qм.о Р м.о tgφо , (2.14)
де tgφ0 – реактивна складова кута зсуву фаз.
Qм.о 24,1 0,2 4,8 квар.
Розрахунок освітлювального навантаження інших цехів та підрозділів
підприємства виконуємо аналогічно. Живлення зовнішньої системи освітлення
підприємства виконано від силового трансформатора, що живить будівлю
управління.
2.4 Розрахунок електричних навантажень на шинах 0,4 Кв цехової
підстанції
Сумарні активну та реактивну розрахункові потужності на шинах 0,4 кВ
визначаємо за виразами
P0,38 цеху Рр. цеху Рр. ос. цеху Рном.у , (2.15)
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр. ос. цеху Qном.у . (2.17)
Отримаємо
P0,38 цеху Рр. цеху Рр.ос. цеху 491,624,1515,7 кВт,
Q0,38 цеху Qр. цеху Qр.ос. цеху 250,24,8 255 квар.
Одночасно розраховуємо приблизне навантаження на шинах цехової
підстанцій за виразом
2 2
Sр.цеху Р0,38 цеху і Q0,38 цеху і , (2.18)
2 2
S 2 2
ТП3 Р0,38 цеху Q0,38 цеху 515,7 255 546,5кВА.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Дані розрахунків навантаження цехової підстанції S ТП за формулою (2.18)
і
по усім цехам заносимо у таблицю 2.4.
2.5 Визначення електричних навантажень на вищих рівнях системи
електропостачання
На вищих рівнях системи електропостачання підприємства розрахункове
(максимальне) навантаження визначаємо шляхом додавання розрахункових
навантажень окремих груп електроприймачів (цехів, підрозділів) з урахуванням
коефіцієнта одночасності збігання максимумів навантаження Ko .
Коефіцієнта одночасності Ko залежить від кількості приєднань на шинах
РУНН ГПП та середньовиваженого коефіцієнту використання Kв і
визначається за даними [3].
Приблизну потужність підприємства (на шинах РУНН) SНН ГПП
визначаємо за формулою
N 2 2
N
SНН ГПП Ко P0,4 цехуi Q0,4 цеху . (2.18)
i
i i
S 2 2
НН.ГПП 0,9 4954,6 3215,1 5315,67 кВА
Таким чином, нами з використанням нормативної методики, виконано
розрахунок електричних навантажень по фабриці, а приблизна розрахункова
потужність має значення SНН.ГПП =5315,67 кВА.
Результати розрахунків заносимо до таблиці 2.4.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6 Картограма та положення центру електричних навантажень цеху
та підприємства. Вибір місця розташування трансформаторних підстанцій
2.6.1 Центр електричних навантажень підприємства і цеху
Картограмою навантажень називають план, на якому зображена картина
середньої інтенсивності розподілу навантажень приймачів електроенергії.
Картограму навантажень будуємо як на плані розташування приймачів
електроенергії в цехах, так і на генеральному плані всього підприємства. Якщо
картограму будують на генеральному плані підприємства, то як приймачі
електроенергії розглядаємо самі цехи.
Геометричні зображення середньої інтенсивності розподілу навантажень
на картограмі виконують різними способами [3]. Найбільш простий з них
складається в зображенні ступеня інтенсивності розподілу навантажень
приймачів за допомогою кіл. Він полягає в наступному. Як центр кола
вибирають центр електричного навантаження (ЦЕН) приймача електроенергії, а
радіус кола зв'язують із розрахунковою потужністю приймача електроенергії;
значення його знаходять із умови рівності розрахункової середньої активної
потужності групи електроспоживачів площі кола
Р 2
р,0,38і π ri m ,
де rp.i - радіус кола груписпоживачів, π = 3,14 ; m- кВт/мм2 – масштаб
P
0,38 і
ri , (2.19)
π m
У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому,
а також освітлювальному навантаженням:
360 P
α р, цеху i
с.н ; (2.20)
Р0,38цеху
360 P
α р, цеху i
оc.н , (2.21)
Р0,38 цеху
Розраховуємо на прикладі вибраного цеху вказані параметри картограми
електричних навантажень.
Рр0,38(ТП8) 836,1 1000
rТП8 41,4 мм.
3,14 m 3,14 155
Розрахункові значення заносимо у графу 8 таблиці 2.5.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 2.5 – Дані для побутови картограми ЕН
Найменування Pр P
р,OC Pp0,38 m r
кВт/мм2
c.н oc.н
кВт кВт кВт мм
1 2 3 4 5 6 7 8
Цех зимового взуття. Цех літнього
518,6 18,9 537,5 155 347 13 33,2
взуття. Цех демісезонного взуття
Кравецький цех 188,4 24,8 213,2 155 318 42 20,9
Цех в’язаного взуття 491,6 24,1 515,7 155 343 17 32,5
Цех виготовлення підошов 613,5 21,1 634,6 155 348 12 36,1
Цех підкладок та устілок. Насосна
744,2 42,2 786,4 155 341 19 40,2
очисних споруд. Склади
Насосна станція. Будівля
312,7 66,8 379,5 155 297 63 27,9
управління. Магазин
Цех шкіряного взуття.
648,5 32,1 680,6 155 343 17 37,4
Дизайнерський відділ
Цех дубління шкіри 801,9 34,2 836,1 155 345 15 41,4
Цех резинового взуття. Котельня.
323,6 47,4 371,0 155 314 46 27,6
Склади
Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з
координатами:
n
(Pp.i xi )
Х i1 ; (2.22)
n
Pp.i
i1
n
(Pp yi )i
Y i1 , (2.23)
n
Pp i
i1
де Х,Y– координати центру електричних навантажень на генплані, см;
xi , yi – координати i-ого навантаження на генплані, см;
Pp i – максимальне навантаження i-ого цеху, кВт.
Дані, необхідні для розрахунку координат ЦЕН згідно виразу (2.22), (2.23)
заносимо у відповідні графи таблиці 2.6. Визначаємо координати ЦЕН
n n
(Pp.i xi ) (Pp yi )
Х i 1320937 i
1 975208,5
266,6м, Y i1 196,8 м.
n
P 4954,6 n
p.i P 4954,6
p
i1 i i
1
Таким чином, нами розраховані дані для побудови картограми
навантаження (таблиця 2.5) та координати ЦЕН (таблиця 2.6) які ми будемо
використовувати при виборі місця розташування ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 29
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 30
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2.6.3 Вибір місця розташування ГПП, ТП (КТП)
Згідно ПУЕ, фабрика відноситься до другої категорії енергозабезпечення.
При другій категорії енергозабезпечення, використовується радіальна
схема живлення цехів та відповідних установок, від власної підстанції (ГПП).
Живлення виконано кабельними лініями, що прокладені під землею, в
спеціально створених кабельних каналах.
ГПП розташовується поблизу точки теоретичного центру навантаження
підприємства . Енергопостачання ГПП виконано від двох незалежних вводів
районного розподільчого пункту, по повітряним лініям 110 кВ.
Для живлення ГПП використовується схема без прохідної п/ст від ГРП
відстань до якої 50 км.
Рівень напруги на шинах підстанції підтримується в допустимих межах
110 кВ± 5%, що дає змогу нормально працювати електрообладнанню.
Оплата за спожиту активну електроенергію здійснюється згідно договору
про споживання електроенергії, який укладається з усіма підприємствами
промислового району і енергопостачальною організацією.
Сума оплати нараховується в кінці звітного періоду на прикінці місяця
згідно з фактично використаною електроенергією. Розрахунок за перетоки
реактивної електроенергії згідно методики виданої наказом МІНІСТЕРСТВА
ЕНЕРГЕТИКИ ТА ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ УКРАЇНИ від 06.02.2018
№ 87.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 31
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 ВИБІР І ОБҐРУНТУВАННЯ СХЕМИ ЖИВЛЕННЯ ПІДПРИЄМСТВА.
РОЗРАХУНОК ЖИВЛЯЧОЇ МЕРЕЖІ
3.1 Вибір і обґрунтування схеми живлення підприємства
При виборі головної схеми електропостачання промислового підприємства
основними чинниками є характеристики джерел живлення та споживачів
електроенергії, в першу чергу вимоги до безперебійності електропостачання з
урахуванням можливості забезпечення резервування у технологічної частині
проєкту, вимоги електробезпеки [2, 3].
Вибір типу, потужності та інших параметрів підстанції, а також її
місцезнаходження повинні обумовлюватися значеннями і характером
навантаження та розміщенням їх на генеральному плану підприємства. При
цьому повинні ураховуватися також архітектурно-будівельні і експлуатаційні
вимоги, розміщення технологічного обладнання, умови навколишнього
середовища, вимоги вибухопожежної та екологічної безпеки. Схеми
електричних з'єднань підстанцій і розподільчих установок повинні вибиратися
виходячи з загальної схеми електропостачання підприємства і задовольняти
наступним вимогам:
- забезпечувати надійність електропостачання споживачів і
перетікання потужності по магістральним зв'язкам у нормальному і після
аварійному режимах;
ураховувати перспективу розвитку;
допускати можливість поетапного розширення;
- широко застосовувати елементи автоматизації і вимоги
протиаварійної автоматики;
- забезпечувати можливість проведення ремонтних і
експлуатаційних робіт на окремих елементах схеми без відключення
сусідніх приєднаній.
Система електропостачання промислового підприємства повинна
враховувати черговість його спорудження. Подальше будівництво не повинно
порушувати чи знижувати надійність електропостачання діючих виробництв.
При 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.
Узагальнюючі вище приведені міркування, а також загальні вимоги до
систем електропостачання, що приведені у п. 1.1, обираємо схему ГПП,
приведену на рисунку 3.1.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 32
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 3.1 - Електрична частина ГПП
3.2 Розрахунок перерізу живлячої мережі
Для живлення ГПП (напруга 35, 110 або 220 кВ) в більшості випадків
використовуються повітряні лінії. Кабельні лінії застосовують при забрудненій
атмосфері та інших випадках, передбаченими нормативними документами.
Вказуються основні вимоги щодо ліній електропередач, яким вони повинні
відповідати згідно діючим нормативам щодо гранично допустимого нагріву з
урахуванням не тільки нормальних, а й післяаварійних режимів, а також
режимів у період ремонту і можливих нерівномірностей розподілу струмів між
лініями. Переріз, що відповідає таким вимогам, визначається згідно ПУЕ.
Перерізи провідників мають бути перевірені за економічною густиною
струму, а при відповідної напрузі – мають бути перевіреними за умовами
утворення корони. Крім того, перерізи провідників мають бути перевірені, при
необхідності, на мінімальний переріз згідно механічної міцності.
На цьому етапі проєктування попередньо визначається переріз живлячих
ліній. Вихідними даними служать номінальна напруга Uном РУВН і приблизна
потужність SВН ГПП на стороні ВН ГПП.
Потужність SВН ГПП визначається за формулою, у якої враховано втрати
потужності у силових трансформаторах ГПП
2 2
N N
SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) . (3.1)
i i
де PT і QT – втрати відповідно активної і реактивної потужності.
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 33
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
S
І ВН ГПП
роз = К
зав.Л , (3.2)
2 3 Uном
де Кзав.Л – коефіцієнт завантаження лінії, який залежить від схеми РУНН,
організації роботи ГПП в нормальному, післяаварійному і ремонтному режимах
з врахуванням забезпечення необхідного рівня надійності і безперебійності
електропостачання.
Вибраний стандартний переріз Fст лінії живлення перевіряється на
допустимий струм нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм
післяаварійного режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і
мінімальний переріз за умовою корони згідно наступних виразів і умов:
– на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А
Іроз к Ідоп , (3.3)
де Ідоп – допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к – коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
середовища;
– на допустимий струм в післяаварійному режимі (режим відключення
однієї з ліній живлення)
2 Іроз к кдоп Ідоп.Т , (3.4)
де кдоп – допустиме короткочасне перевантаження, кдоп 1,25 ;
– на мінімальний переріз згідно механічної міцності, відповідно до місця
розташування підприємства, визначається величина стінки ожеледі, за її
товщиною визначається мінімальна площа перерізу;
– на мінімальний переріз за умовою корони – згідно ПУЕ у залежності від
напруги.
Використовуючи формули (3.1) – (3.4) обираємо для повітряної лінії
провід певної марки з необхідним перерізом.
Як розрахункова потужність приймаємо максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразом
Ртр 0,02 Sпр ;
Qтр 0,1Sпр ,
де Sпр. – приблизна повна потужність об’єкта проєктування, кВА;
Ртр 0,02 5315,67 106,3 кВт,
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 34
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Qтр 0,15315,67 531,57 квар .
Загальне навантаження об’єкта визначається виразом
S 2 2
ВН.ГПП 0,9 4954,6 106,3) (3215,1 531,57) 5667,1 кВА.
Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо
оцінюється згідно виразу
S
S ВН.ГПП
тр ;
2 0,7
5667,1
Sтр 4048 кВА.
2 0,7
Розрахунковий струм однієї живлячої лінії (А) визначається згідно виразу
5667,1
ІрозПЛ = 29,8 А ,
1,732 110
Переріз лінії живлення (мм2) визначаємо за виразом
І
Fек ,
jек
де jек - нормоване значення економічної густини струму jек=1,4 А/мм2.
29,8
Fек 21,2 мм2.
1,4
Розрахунковий економічно вигідний переріз закругляємо до найближчого
стандартного перерізу Fст.
Вибраний переріз лінії живлення перевіряється на допустимий струм
нагрівання в нормальному режимі, на допустимий струм після аварійного
режиму, на мінімальний переріз згідно механічної міцності і мінімальний
переріз за умовою корони згідно виразів і умов:
- на допустимий струм в нормальному режимі роботи, А;
Ір к Ідоп ,
де Ідоп - допустимий струм вибраного стандартного перерізу, А;
к - коефіцієнт, що враховує фактичну розрахункову температуру
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 35
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
середовища к=1;
За умовою корони – мінімальний переріз повітряної лінії 110 кВ складає 70
мм2.
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [4], для якого Ідоп=260 А.
29,8170А ;
- на допустимий струм в після аварійному режимі (режим
відключення однієї з ліній живлення)
2 Ір к кдоп Ідоп
де кдоп - допустиме короткочасне перевантаження, кдоп = 1,25;
2 .29,8 А<1,07 .1,25 .70А;
- на мінімальний переріз згідно механічної міцності - згідно з місцем
розташування підприємства визначається величина стінки ожеледі за її
товщиною і по [3] визначається мінімальна площа перерізу;
- на мінімальний переріз за умовою корони - мінімальний переріз
повітряної лінії 110 кВ за умовою корони складає 70 мм .
Таким чином, користуючись проведеними розрахунками, обираємо для
повітряної лінії провід АС-70 [3, 4].
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: ХR .
Тому при значних протяжностях таких ліній або при роботі мереж, що
містять ці елементи, з навантаженнями, близькими до проєктних, значення
кутів зсуву стають великими, як правило, близько 15 25 , зі збільшенням
до 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
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 36
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
складової падіння напруги.
Для ділянок напругою 110 кВ і менше X R , кут невеликий (менше
23 ).
Зв’язок між напругою на початку (напруга джерела живлення) і кінці
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
На рисунку 3.4 S1 , S2 – повна потужність у началі і кінці ділянки
(комплексні значення);R н , Хн – опір навантаження (активний і індуктивний).
Повздовжня (по напряму U2ф ) складова падіння напруги в лінії U /
ф
U /
ф Iа R Iр X I (R cos Xsin) . (3.5)
Поперечна (перпендикулярна до напряму U2ф ) складова падіння напруги
в лінії U / /
ф
U / /
ф Iа X Iр R I (X cos R sin) . (3.6)
Знаючи складову падіння напругу Uф , можна визначити, відповідно,
вектор напруги на початку ділянки
Uф1 Uф2 U //
ф Uф2 Uф jUф
(3.7)
U (I R I X) j(I X I R) U e j
ф2 a p a p ф1 ,
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 37
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де модуль U1ф цієї напруги
Uф1 (Uф2 U/ )2 (U/ / )2
ф ф (3.8)
та його фаза
U/ /
arctg ф
/ . (3.9)
Uф2 Uф
Таким чином, визначено параметри падіння напруги Uф . Втрата
напруги» Uф , для ділянки електричної мережі
Uф Uф1 Uф2 . (3.10)
Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки електричної мережі має
вид
Рисунок 3.5 – Векторна діаграма напруги і струму фази ділянки
електричної мережі
Враховуючі співвідношення між лінійними і фазними напругами, для
будь-якої кількості ділянок лінії отримаємо
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 38
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
n
U / / 3 U / /
ф 3 Ii ri cosi Ii xi sini . (3.11)
i1
В цьому випадку з достатньою точністю (помилка менше 0,5 %) можна
вважати, що падіння напруги U1дорівнює його поздовжній складовій U/ .
Тоді втрати напруги U приблизно визначається за формулою
/ PіR Q X P R Q X
U U 3 (Ia R Ip X) і і і , (3.12)
Uі Uном
де потужність і напруга відповідають одному і тому ж вузлу або у формулу
підставляється номінальна напруга Uном ділянки.
Повні активний і реактивний опір визначаються за відомими формулами.
Значення повного активного і реактивного опору для ЛЕП визначаються за
загальним виразом
П П0 L , (3.13)
де r0, x0 – значення подовжнього або поперечного параметра,
віднесеного до 1 км лінії протяжністю L, км (погонний опір).
Індуктивний опір, віднесений до 1 км лінії, визначається по емпіричній
формулі, Ом/км
D
X0 0,144 lg cp 0,0157 Х/ Х// , (3.14)
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. (3.15)
Фази ПЛ можуть розташовуватися горизонтально або по вершинах
трикутника; фазні шини струмопроводів – в горизонтальній або вертикальній
площині, жили трьохжильного кабелю – по вершинах рівностороннього
трикутника. (Значення Dcp і rпр повинні мати однакову розмірність).
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 39
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
За відсутності довідкових даних фактичний радіус багатопровідних
проводів rпр можна визначити по сумарній площі перерізу струмоведучої і
сталевої частини проводу (Fcт ), збільшивши його з урахуванням скручування
на 15 – 20 %, тобто
F F
rпр 1,15 1,20 cт . (3.16)
Активний погонний опір лінії визначається по формулі, Ом/км
R0 , (3.17)
F
де – питомий активний опір матеріалу проводу, Ом мм2 / км ;
F – переріз фазного проводу (жили), мм2 .
Для технічного алюмінію залежно від його марки можна прийняти
29,531,5 Ом мм2 / км , для міді 18,019,0 Ом мм2 / км .
Для визначення складових струму використовують відомі співвідношення:
Ia
Pі Q
; Ip і (3.18)
3 Uі 3 Uі
Проєктна потужність підприємства Рі=4748,2 кВт; Qі=2836,6 квар, R0=0,34
Ом/км, Х0=0,318 Ом/км при Dср=0,8м.
Тоді для ділянки мережі:
R R0 L, R=0,34 65=25,5 Ом,
Х Х0 L, Х=0,318 65=23,9 Ом.
Активну і реактивну складову струму обчислюємо з формулою (3.8)
3
Ia
4954,6 10
26,0 А;
3 110 103
3215,1103
Iр 16,9 А.
3 110 103
Використовуючи формули (3.3) і (3.4) визначимо повздовжню і поперечну
складову падіння напруги
U '
ф 26,0 25,5 16,9 23,9 1066,9 В.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 40
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
U"" 26,0 25,5 16,9 23,9 259,1 В.
Модуль напруги на початку ділянки визначимо за формулою (3.5)
Uф1 (1101,0669)2 106 (0,2591)2 106 111,067 кВ.
Модуль падіння напруги Uф визначається співвідношенням (3.7)
Uф (1,0669)2 106 (0,2591)2 106 1097,91 В.
Втрата напруги розраховується за співвідношенням (3.6)
Uф 111,067 103 110 103 =1,1 103 кВ.
Відносні втрати напруги від системи до ГПП підприємства при проєктній
потужності Р1=4954,6 кВт; Q1=3215,1квар складає
U
U(%) ф %;
Uном
1,1103
U(%) 100=1,0 %;
110 103
Таким чином, вибрані параметри повітряної лінії задані практично без
втрат напруги передавати розрахункову потужність на підприємство.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 41
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ І ЗАСОБІВ КОМПЕНСАЦІЇ
РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
4.1 Вибір трансформаторівголовної понижуючої підстанції
Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в
нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.
Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з
врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в
трансформаторі визначаються за виразами
РТ 0,02 Sпр; (4.1)
QТ 0,1Sпр , (4.2)
де Sпp(6 ст.) – приблизна повна потужність об’єкта, що визначається на 6
ступені, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом
N 2 2
N
Snp(6 ст.) SВН ГПП Ко (P0,4 цеху і PT ) (Q0,4 цеху і QT ) (4.3)
i i
Номінальна потужність SТ кожного з двох трансформаторів ГПП
попередньо оцінюється згідно виразу
S
SТ np(6 ст.) . (4.4)
2 0,7
По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність
трансформатора Sном Т . Якщо різниця між потужностями SТ іSном Т незначна
10 % , то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку
розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю
трансформатора відносно SТ .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sпp(6 ст.) об’єкта, згідно чого
робиться масштаб по осі навантажень (рисунок 4.1).
Попередньо вибираємо трансформатор ТМН-6300/110 із
номінальними параметрами Sном ТР=6,3 МВ А, Uном В=115 кВ, Uном Н=11 кВ, UКЗ=10,5%,
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 42
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
∆РХХ= 17,5 кВт, ∆РКЗ= 50 кВт .
Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в
післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів)
використовується упорядкований типовий графік навантаження [10], в якому
максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об'єкта, згідно чого
робиться масштаб по вісі навантажень(рисунок 1.4).
S кВА 7000
6500
6000
Sн.тр
5500 Sмакс
5000 5667
4500 5100
4000 4534
3500 4077 3967
3000 3400 3400
2500
2834
2000
2267 2267 2267
1500
1000 1700 1700
500
0
1 2 4 5 6 8 11 14 16 19 22 23 24
t год
Рисунок 4.1 – Упорядкований добовий графік навантаження для
вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора визначаємо згідно
виразу
n
(S2
i Δt )
1 i
К 1i
1 ; (4.5)
S n
н.тр Δt i
i1
де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за
яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатору;
Δtі – проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує
потужність трансформатора, год;
Sі – потужності, що відповідають цім проміжкам часу Δtі , МВА.
((2,26 1) (1,7 1) (1,7 2) (2,26 1) (4,07 1)
1 (3,96 3) (3,4 3) (3,4 3) (2,83 1) (2,26 1))
К1 0,55.
6,3 (11 2 11 3 3 311)
Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначаємо за більшим
значенням із двох величин К`2 та К``2.
Величину К`2 обчислюємо за формулою, згідно виразу
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 43
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
m
(S2
i Δt i )
К ` 1
2
1i ; (4.6)
S m
н.тр Δt i
i1
де m – кількість ступенів потужності графіка навантаження, за
яких його більше від номінальної потужності трансформатора;
` 1 ((5,1 2) (4,53 2) (5,66 3))
К2 0,36 .
6,3 (2 2 3)
Величину К``2 визначаємо за виразом
`` 0,9 S
розр
К2 ,
Sн.тр
`` 0,9 5667,1
К2 0,81.
6300
Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі
охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за
допомогою таблиць [4] визначаємо допустиме систематичне перевантаження
К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням,
коли виконується умова
К2доп≥К2
1,4≥0,81.
На основі розрахунків обраний нами трансформатор може систематично
перевантажуватися у вибраних умовах.
4.2 Вибір числа та потужності цехових трансформаторів з
врахуванням компенсації реактивної потужності
Цехові трансформаторні підстанції ТП, що живлять силові та, як правило,
освітлювальні електроприймачі, є основними електроустановками систем
розподілення електроенергії напругою до 1000 В.
Цехові трансформаторні підстанції підрозділяються за кількістю,
одиничною потужністю, схемі з'єднання, способу охолодження
трансформаторів, схемі розподільчого пристрою низької напруги.
Кількість трансформаторів цехової ТП визначається, головним чином,
вимогами надійності живлення споживачів [4].
Електроприймачі І категорії необхідно живити від двотрансформаторних
підстанцій. Двотрансформаторні підстанції рекомендується також
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 44
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
використовувати для живлення споживачів II категорії.
Живлення окремо споруджених об'єктів загальнозаводського призначення
рекомендується виконувати від двотрансформаторних підстанцій.
Потужність трансформаторів двотрансформаторних підстанцій слід
визначати таким чином, щоб при відключенні одного трансформатора було
забезпечено живлення електроприймачів, що вимагають резервування у після
аварійному режиму з урахуванням перевантажувальної здібності
трансформаторів.
При значній кількості трансформаторів цехових ТП та розосередженого
навантаження вибір одиничної потужності допускається користуватися
критеріями:
при питомої густині навантаження до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА;
при питомої густині навантаження 0,2-0,5 кВА/м2 - 1600 кВА;
при питомої густині навантаження більше ніж 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА.
Але ж ці критерії чинні лише при рівномірному навантаженні.
Для енергоємних підприємств рекомендується уніфіковувати одиничні
потужності трансформаторів.
Вибір числа і економічної потужності цехових трансформаторів
здійснюється одночасно з вибором низьковольтних батарей конденсаторів
(НБК) у такій послідовності на прикладі обраного раніше цеху.
Вибір виконується у два етапи:
1)Вибирається економічне оптимальне число цехових
трансформаторів NТЕ та економічне оптимальне значення потужності НБК QНК1.
2) Визначається додаткова потужність НБКQНК2 з метою оптимального
зниження втрат потужності в трансформаторах та в мережі напругою 10 кВ.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 , (4.7)
де QНК1 та QНК2 - сумарні потужності НБК, які визначаються на першому
та другому етапах.
Вибір оптимальної кількості цехових трансформаторів
Потужність цехових трансформаторів рекомендується визначати за
питомою густиною навантаження, кВА/м2
S
δs
ТПцеху ; (4.8)
S
де SТПцеху - в даному випадку максимальне навантаження цеху, кВА;
S- площа приміщення, м2.
546,4
δs 0,21.
2592
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 45
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності
SН.ТР, що призначені для живлення технологічно зв'язаних навантажень:
P
N м
min ΔN; (4.9)
к з Sн.тр
де Рм. – максимальне активне навантаження даної ТП, кВт;
кз – коефіцієнт завантаження трансформатора, (для двотрансформаторних
підстанцій приймається 0,7 – 0,75), а (для однотрансформаторних – 0,95);
Sн.тр – номінальна потужність трансформатору, кВА;
N – дробовий додаток до найближчого цілого числа.
515,7
Nmin 0,28 2 шт ,
0,75 400
Економічну кількість трансформаторів Neзнаходимо за виразом
Nе Nmin m; (4.10)
де m – додаткова кількість трансформаторів, яка визначається згідно [12]
у функції Nmin, N.
Ne 2 0 2 шт.
За рахунок N та m з`являється некомпенсована потужність Qmax.Т, яка
передаватиметься через трансформатори в мережу 0,4 кВ, визначається вона за
виразом
Q 2 2
max.T (Nе кз.ф Sн.тр) - Рр.0,38 ; (4.11)
де кз.ф – фактичний коефіцієнт завантаження,
S
к мТП 546,5
з.ф 0,68, (4.12)
Ne Sн.тр 2 400
Q 2 2
max .T (2 0,68 400) - 515,7 181квар.
Сумарна потужність батарей статичних низьковольтних конденсаторів
QНК1 складе:
Q Q _
НК1 м0,38 QmaxТ ; (4.13)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 46
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де Qм – сумарна реактивна потужність напругою 0,38 кВ за найбільш
0,38
завантажену зміну, квар.
QHK1 255 -181 74 квар.
При QНК1 ≤ 0 встановлювати батареї на першому етапі розрахунку не потрібно.
У нашому випадку QНК1 ≥0квар, тобто встановлювати батареї потрібно.
Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат
потужності у трансформаторах.
Додаткова потужність статичних конденсаторів QНК2 з врахуванням
оптимального зниження втрат потужності визначається за формулою
Q Q _ Q _
HK 2 м HK1 γ N е S н.тр ; (4.14)
0,38
де – розрахунковий коефіцієнт, який визначається у функції показників К1
К2, схеми та напруги високовольтної розподільчої мережі (для радіальної
мережі визначається згідно рисунок 4.8, для магістральної схеми -
рисунок 4.9. для двоступеневої схеми живлення трансформаторіввід РП 6-
К
10 кВ, на яких відсутні джерела реактивної потужності γ р1 [12]).
60
Показник К1 характеризує відношення питомих витрат на низько та
високовольтні конденсатори і в практичних розрахунках для енергетичної
системи України при кількості робочих змін 3 дорівнює 11, при двозмінній
роботі - 12, при однозмінній - 24. Показник К2 враховує віддаленість ТП від РП
ГПП та потужність трансформаторів. Його чисельне значення беруть згідно з
даними таблиці 4.7 у залежності від потужності трансформаторів та довжині
живлячої лінії [12].
Q _
HK2 255 74 (0,18 2 400) 37 квар.
Якщо в розрахунках отримаємо, що QНК2<0 квар додатково встановлювати
конденсаторні батареї не потрібно.
Сумарна розрахункова потужність батарей конденсаторів складає
QHK QHK1 QHK2 7437 111 квар. (4.15)
По результатам розрахунків, згідно ПУЕ (глава 5.6), вибираємо
конденсаторні установки марки УК3 - 0,415 – 60 Т3 потужністю 60 квар і
напругою живлення 0,415 кВ. Сумарна потужність двох блоків конденсаторних
батарей становить QHK,ТП3 120 квар.Аналогічно проводимо розрахунки для
інших цехів і результати заносимо у таблицю 4.1.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 47
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
4.3 Компенсація реактивної потужності на підприємстві
Компенсація реактивної потужності є невід'ємною частиною завдання
електропостачання підприємства. Компенсація реактивної потужності
одночасно з поліпшенням якості електроенергії у мережах промислових
підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.
Нові "Правила користування електричною та тепловою енергією"
передбачають нормування споживання реактивної потужності Q безпосередньо
у іменованих одиницях, тобто поряд з нормуванням активної потужності
нормується і реактивна.
Вибір потужності засобів компенсації відбувається згідно "Вказівок щодо
проєктування компенсації реактивної потужності у електричних мережах
промислових підприємств [12].
При виборі засобів компенсації реактивної потужності вихідними даними є
максимальна реактивна потужність Qм та вхідна реактивна потужністьQек , що
погоджена з енергопостачальною організацією на межі балансової
приналежності.
Максимальна реактивна потужність на шинах розподільчого пункту 10 кВ
підстанції, яка повинна бути скомпенсована високовольтними батареями
статичних конденсаторів визначається за виразом:
Qек кн.с Qм Q _
тр Q _
ек Qнкф , (4.16)
де кнс – коефіцієнт, що враховує не співпадння за часом найбільшого
навантаження підприємства з максимумом навантаження енергосистеми (для
нашого випадку кнс =0,89)
Qм – розрахункова реактивна потужність підприємства, квар;
Qтр – сумарна втрата реактивної потужності в трансформаторі ГПП,
квар;
Qнк.ф – сумарна встановлена потужність низьковольтних
конденсаторних батарей, квар.
Qек – економічна узгоджена реактивна потужність з енергосистемою
в часи її максимуму навантаження, квар.
Qек 0,92 3215,1 531,57 650,5 1440 2700 квар.
Згідно отриманого значення приймаємо до встановлення [12] два
комплекти високовольтних блоків статичних конденсаторів. Марки прийнятих
блоків статичних конденсаторів УКЛ-10,5-1350 У3. Сумарна ємність блоків
статичних конденсаторів складає ΣQБСК10=2700 квар, при номінальній напрузі
живлення 10,5 кВ.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 48
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 49
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
5 ВИБІР СХЕМИ ВНУТРІШНЬОЗАВОДСЬКОГО
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ НАПРУГОЮ 10 (6) кВ
5.1 Вибір і обґрунтування схеми і конструкції внутрішньозаводської мережі
Внутрішньозаводський розподіл електроенергії виконують магістральною,
радіальною або змішаною схемами [10]. Вибір схеми визначається категорією
надійності споживачів електроенергії, їх територіальнім розміщенням,
особливостями режимів роботи.
Одноступеневі радіальні схеми застосовують на невеликих та середніх за
потужних підприємствах, розташованих у різних напрямках від ГПП. Радіальні
схеми забезпечують глибоке секціонування усієї системи електропостачання,
від джерела живлення до збірних шин цехових підстанцій.
Живлення потужних підстанцій або розподільчих пунктів здійснюється не
менш чім двома радіальними лініями, що відходять від різних секцій джерела
живлення.
Окремо розташовані однотрансформаторні підстанції потужністю 400-630
кВА одержують живлення по одиночним радіальним лініям без резервування,
якщо відсутні споживачі І та II категорій і по умовам прокладки ліній
можливий її швидкий ремонт. Якщо відокремлені підстанції мають споживачів
II категорії, їх живлення повинно здійснюватися двокабельною лінією з
роз'єднувачами на кожному кабелі.
Радіальна схема розподілу електричної енергії має декілька і переваг перед
магістральною: високу надійність і простоту в експлуатації і обслуговуванні,
безпеку роботи.
Недоліками радіальних схем є: мала економічність внаслідок значних
витрат провідникового матеріалу; необхідність в додаткових площах для
розміщення силових РП; обмежена гнучкість мережі при переміщенні
технологічних механізмів яке пов'язане зі зміною технологічного процесу.
Магістральні схеми з розподільчими шинопроводами застосовуються при
живленні споживачів, які виконують одну технологічну функцію, або при
рівномірному розміщенні споживачів по площі цеху. В таких схемах в якості
живлячих провідників застосовують шинопроводи, кабелі і проводи.
Магістральні схеми розподілу електричної енергії забезпечують
споживачам під'єднання до любої точки магістралі. Магістралі можуть
поєднуватись до РУ підстанції, до силових РП, або безпосередньо до
трансформаторів.
До переваг магістральних схем слід віднести спрощення щитів підстанцій;
висока гнучкість мережі, яка дає можливість переміщувати технологічне
устаткування без переобладнання мережі; використання уніфікованих
елементів, які дозволяють вести монтаж індустріальними способами.
Магістральна схема менш надійна, ніж радіальна, так як при зникненні
напруги на магістралі всі під'єднанні до неї споживачі втрачають живлення.
З урахуванням особливості розташування цехів відносно ГПП, категорії
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 50
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
надійності споживачів, обираємо радіальну схему, приклад якої наведено на
рисунку 5.1.
Рисунок 5.1 - Одноступенева радіальна схема розподілення електроенергії
5.2 Розрахунок перерізу розподільчих мереж
Переріз жил кабелів напругою 10 кВ, згідно ПУЕ (розділ 3.3.35 – 2.3.53),
вибираємо за економічною густиною струму з перевіркою на умови нагріву
довготривалим розрахунковим струмом в нормальному та післяаварійному
режимах, на допустиму втрату напруги і на термічну стійкість до струмів
короткого замикання.
За розрахункову потужність кожного трансформатора приймаємо
максимальне навантаження з врахуванням втрат потужності в трансформаторі.
Дані для розрахунків беремо з таблиці 4.1. Втрати активної ΔРт та реактивної
Qт потужності в трансформаторі з достатньою для практики точністю
приймаємо рівними відповідно 2% і 10% повної максимальної потужності із
сторони низької напруги трансформатора
Рм10 Рр0,38 Рт Рр0,38 0,02 Sн.тр , (5.1)
Qм10 Qр0,38 Qт Qр0,38 0,1Sн.тр (5.2)
де Рр0,38; Qр0,38 – розрахункові навантаження на стороні 0,4 кВ.
Дані для розрахунків (Рр0,38 , Qр0,38 , Sн.тр ) беремо з таблиці 2.4 та заносимо у
таблицю 5.1 (графа 2, 3 і 4 відповідно).
Величини Рм10Qм10 розраховуємо за співвідношеннями (5.1) і (5.2) та заносимо
у графи 5 і 6 табл. 5.1 відповідно.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 51
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для прикладу
Рм10=515,7+0,02.400=523,7 кВт ,
QМ10=225+0,1.400=295 квар.
Розрахункову потужність радіальної лінії визначаємо згідно електричної
схеми живлення і розрахункових потужностей по виразу
2 2
SЛ Рм10 Qм10 , (5.3)
SЛ(ГППТП3) 523,72 295,02 601,0 кВА.
де Рм10і Qм10 – відповідно розрахункова активна і реактивна потужність
лінії кожного з трансформаторів, що живиться від цієї лінії;
Дані розрахунків по цьому та інших ТП заносимо до таблиці 5.1 (графа8).
Отримані тільки таким чином значення SЛ будуть коректними для визначення
перерізу живлячих кабельних ліній.
Таблиця 5.1 – Розрахунок електричних навантажень на стороні 10 кВ ТП
Рр0,38, Qр0,38 , Sн.тр , Рм10, Q
Позиція м10, Sл
кВт квар кВА кВт квар кВА
1 2 3 4 5 6 7 8
ТП-1 2 537,5 322,0 400 545,5 362,0 654,7
ТП-2 1 213,2 122,4 400 221,2 162,4 274,4
ТП-3 2 515,7 255,0 400 523,7 295,0 601,0
ТП-4 2 634,6 435,8 630 647,2 498,8 817,1
ТП-5 2 786,4 466,6 630 799,0 529,6 958,6
ТП-6 2 379,5 232,3 400 387,5 272,3 473,6
ТП-7 1 680,6 541,4 1000 700,6 641,4 949,9
ТП-8 2 836,1 595,6 1000 856,1 695,6 1103,1
ТП-9 2 371,0 244,0 400 379,0 284,0 473,6
Розрахунковий струм у кабельної лінії на кожної ділянки (ГПП-ТП6) в
нормальному режимі визначається як
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 52
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кількість т-рів
Шт.
S
I Л,і
р.Л,і (5.4)
3 Uн
Для цеху, який обрано у якості прикладу
601
Iр.Л,(ГППТП3) 34,7 А.
3 10
Розраховані таким чином значення струму заносимо у таблицю 5.2 (графа
4).
Згідно економічної густини струму jек визначаємо стандартний переріз Fек
кабельної лінії, по якому визначається тривалий допустимий струм Ідоп,
значення якого заносимо у графу 6 таблиці 5.2.
І 34,7
Fек 24,8мм2.
jек 1,4
Розрахунковий переріз кабелів для лінії (ГПП – ТП3) 24,8 мм2, тому ми
приймаємо найменший переріз кабелю марки АСБГ(3×25), що має переріз 25
мм2, Іном.каб=115 А.
Виконуємо перевірку обраного кабелю на допустимий струм в
нормальному режимі роботи за співвідношенням [17]
Iр.Л Iдоп К1K2 ;
де К1 – поправний коефіцієнт, що залежить від температури землі та
повітря К1=1,05;
К2 – поправний коефіцієнт, що залежить від кількості кабелів
прокладених паралельно К2=0,9;
Ідоп– тривалий допустимий струм на один кабель в нормальних умовах
24,8 115 1,05 0,9 90 А.
Перевірка на допустимий струм в післяаварійному режимі відбувається за
виразом
2 Iл IдопК1K2 К3 ,
де К3 - допустиме короткочасне перевантаження кабельної лінії К3=1,25
Для нашого випадку
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 53
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2 24,8 115 1,05 0,9 1, 25 101,8 А
тобто умова виконується.
Втрата напруги в лінії в нормальному режимі роботи повинна бути не
більше (5%.Uн=52,5 В) і визначається за виразом
U 3 Ір.Л Lкл (r0 cosφ x0 sin φ), (5.5)
де L – довжина лінії, км;
r0,x0 - відповідно питомий активний та реактивний опір лінії, Ом/км;
cosφ – коефіцієнт потужності навантаження лінії
Значення cosφ та sinφ знаходимо з відомого співвідношення,
використовуючи дані таблиці 5.1 для відповідної кабельної лінії.
Рм10 523,7
сosφ 0,87 ,
Sл 601
Q 295
sin φ м10 0,49
Sл 601
Втрата напруги в кабельної лінії, що розглядається у якості прикладу, буде
U 3 34,7 0,08 (1,54 0,87 0,072 0,49) 6,62В.
Таким чином, умова виконується, так як
U 6,62 0,05 Uном 52 В.
Аналогічно виконуємо розрахунки для інших кабельних ліній і дані
заносимо в таблицю 5.2.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 54
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 5.2 – Вибір перерізу кабельних ліній напругою 10 кВ
Ділянка Lкл, SЛ, IрЛ, Fек, Iдоп, Прийнята F
2 2 Прийнята F, мм2
кабелю м кВА А мм А мм
ГПП-ТП1 230 654,7 37,8 27 135 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП2 190 274,4 15,9 11,3 75 16 АСБГ(3×16)
ГПП-ТП3 80 601 34,7 24,8 115 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП4 100 817,1 47,2 33,7 135 35 АСБГ(3×35)
ГПП-ТП5 140 958,6 55,4 39,6 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП6 240 473,6 27,4 19,6 115 25 АСБГ(3×25)
ГПП-ТП7 230 949,9 54,9 39,2 165 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП8 180 1103,1 63,8 45,5 156 50 АСБГ(3×50)
ГПП-ТП9 150 473,6 27,4 19,6 115 25 АСБГ(3×25)
ГПП-БСК10 10 1350 78 37,1 165 50 АСБГ(3×50)
де БСК10 – ємкісна потужність блока статичних конденсаторів 10 кВ, що
встановлені в приміщені КРУН-10 кВ ГПП.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 55
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ В МЕРЕЖАХ
ВИЩЕ 1000В
6.1 Вихідні дані для розрахунків
Основною причиною порушення нормального режиму роботи СЕП є
виникнення короткого замикання в мережі або в елементах електрообладнання
внаслідок пошкодження ізоляції або неправильних дій обслуговуючого
персоналу.
Вихідними даними для розрахунку струмів короткого замикання, згідно
ПУЕ (розділ 1.4.9 – 1.4.13), є прийнята схема електропостачання та величина
потужності короткого замикання на шинах районної підстанції. Розрахункова
схема мережі і схема заміщення зображені на рисунках 6.1 і 6.2.
Величинами вихідних даних для розрахунку струмів короткого замикання
є прийнята схема електропостачання, величина потужності короткого
замикання на шинах районної підстанції та конкретні дані елементів схеми
заміщення.
Т1
Т6
Т3
Рисунок 6.1 - Розрахункова схема розрахунку КЗ
Для розрахункової схеми (рисунок 6.1) складаємо схему заміщення,
виходячи з розрахункових умов і враховуючи прийняті у стандарті [16]
припущення. Схему складаємо однолінійною.
каб.лін 1
каб.лін 6
каб.лін 3
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 56
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 6.2 - Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ
Додатковими вихідними даними до розрахунку струмів КЗ є:
номінальна напруга енергосистеми UС=110 кВ:
потужність КЗ на шинах районної підстанції SКЗ=1200 МВ • А;
довжина повітряної лінії lл=65 км.
Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо для найбільш
характерних точок, в яких передбачається встановлення апаратів захисту.
Розрахунок виконуємо у відносних базисних одиницях, при цьому всі
опори схеми заміщення приводяться до базисних умов.
За базисні умови приймаємо:
Sб 100 МВА,Uб1 115 кВ, Uб2 10,5 кВ
S
I б
б , (6.1)
3 U б
100
Iб1 0,5кА,
3 115
100
Iб1 5,5кА.
3 10,5
Визначаємо опори схеми заміщення у відносних базисних одиницях:
– електричної системи
S
Хс
б , (6.2)
Sк.з.
100
Х с 0,083 .
1200
– повітряної лінії 110, кВ
S
R r l б
пл 0л л , (6.3)
U 2
б1
100
R пл 0,38 65 0,187;
1152
де lл– довжина повітряної лінії, км;
r0л, x0л– активні та індуктивні опори повітряної лінії, Ом/км
S
X б
пл x0л lл , (6.4)
U2
б1
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 57
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
100
Х пл 0,06 65 0,029.
1152
– трансформатора ГПП
U
Х кз S
б
тр ,. (6.5)
100 Sн.тр
де Uкз – напруга короткого замикання трансформатора, %;
Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;
10,5 100
Х тр 1,66.
100 6,3
6.2 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання в
характерних точках
В точці К1
Визначаємо сумарний реактивний і активний опір до розглядаємої точки
к.з і визначаємо повний опір
Струм короткого замикання в розглядаємій точці визначаємо за виразом
І
І б1
кз(К1) (6.6)
Х 2 2
сум(К1) R сум(К1)
0,5
Ікз(К1) 2,29 кА ;
0,1132 0,187 2
Хсум(К1) Хс Хпл , (6.7)
Хсум(К1) 0,083 0,029 0,113;
R сум(К1) R пл , (6.8)
R сум(К1) 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці К1 визначаємо за виразом:
і уд(К1) 2 Ікз(К1) к уд(К1) ; (6.9)
де куд– ударний коефіцієнт, що визначаємо за виразом
Rсум(К1)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К1)
уд(К1) , (6.10)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 58
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
0,187
3,14( )
к 1 2,718 0,113
уд(К1) 1,07
і уд(К1) 2 2,29 1,07 3,44 кА.
В точці К2
І
І б2
кз(К2) ,
Х 2 2
сум(К2) R сум(К2)
5,5
Ікз(К2) 3,07 кА
1,7792 0,187 2
Хсум(К2) Хс Хпл Х тр ,
Хсум(К2) 0,083 0,029 1,66 1,779;
R сум(К2) R пл ,
R сум(К2) 0,187 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К2) визначаємо за виразом:
іуд(К2) 2 Ікз(К2) куд(К2) ,
і уд(К2) 2 3,07 1 4,32 кА,
Rсум(К2)
3,14( )
Х
к сум(К2)
уд(К2) 1 е ,
0,187
3,14( )
к 1,779
уд(К2) 1 2,718 1.
В точці К3
І
І б2
кз(К3) ,
Х2
сум(К3) R 2
сум(К3)
5,5
Ікз(К3) 2,17 кА.
1,8512 1,727 2
Хсум(К3) Хс Хпл Х тр Х л1 ,
Хсум(К3) 0,083 0,029 1,66 0,072 1,851;
R сум(К3) R пл R л1 ,
R сум(К3) 0,187 1,54 1,727 .
Ударний струм короткого замикання в точці (К3) визначаємо за виразом:
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 59
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
іуд(К3) 2 Ікз(К3) куд(К3) ,
і уд(К3) 2 2,17 1,04 3,16 кА.
Rсум(К3)
3,14( )
Х
к сум(К3)
уд(К3) 1 е ,
1,727
3,14( )
к 1,851
уд(К3) 1 2,718 1,04.
В точці К4
І
І б2
кз(К4) ,
Х2 2
сум(К4) R сум(К4)
5,5
Ікз(К4) 1,75 кА.
1,8362 2,542
Хсум(К4) Хс Хпл Х тр Х л2 ,
Хсум(К4) 0,083 0,029 1,66 0,084 1,836;
R сум(К4) R пл R л2 ,
R сум(К4) 0,187 2,4 2,54 .
Ударний струм короткого замикання в точці К4 визначаємо за виразом:
іуд(К4) 2 Ікз(К4) куд(К4) ,
і уд(К4) 2 1,75 1,06 2,6 кА.
Rсум(К4)
3,14( )
Х
к 1 е сум(К4)
уд(К4) ,
2,54
3,14( )
к 1 2,718 1,83
уд(К4) 1,06 .
Результати розрахунків заносимо до таблиці 6.1
Таблиця 6.1 – Струми короткого замикання в СЕП
Точка к.з Хк, в.о. Rк, в.о. Zк, в.о. Ік.з. кА іуд. кА
К1 0,113 0,187 0,22 2,29 3,44
К2 1,779 0,187 1,79 3,07 4,32
К3 1,851 1,727 2,53 2,17 3,16
К4 1,836 2,54 3,14 1,75 2,6
К5 0,113 0,187 0,22 2,29 3,44
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 60
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
6.3 Розрахунок струму однофазного короткого замикання в мережі 110
кВ
Для розрахунку струму однофазного замикання на землю приймаємо
електричну схему трансформатора 110/10 кВ і складаємо схему заміщення
(рисунок 6.3 а; в) з струмом короткого замиканням в точці А. На базі цих схем
приводимо схему нульової послідовності (рисунок 6.4). Розрахунок ведемо у
відносних одиницях.
Індуктивний опір нульової послідовності повітряної ліні визначаємо через
опір лінії прямої послідовності з врахуванням коефіцієнта n, величина якого
залежить від конструктивного виконання лінії, згідно виразу
хл0 n xпл, (6.11)
де - коефіцієнтnв залежності від типу монтажу лінії, n=3,5 для
одноланцюгової лінії без тросів.
х л0 3,5 0,029 0,1.
А
Sк.з
а).
А
Хс Хл Хтр1 Хтр2
в).
Рисунок 6.3 – Електрична схема і схема заміщення для розрахунку
однофазного КЗ
А
Хс0 Хл0 Хтр1 0 Хтр2 0
Uл 0
Рисунок 6.4 – Схема для розрахунку опору нульової послідовності
Опори обмоток нульової послідовності трансформатора залежать від схеми
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 61
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
з’єднання обмоток трансформатора - при схемі з’єднання зірка з нульовим
виводом-трикутник (рисунок 6.4) мають ті ж значення, як і прямої
послідовності.
Однофазний струм короткого замикання на шинах 110 кВ заводської
підстанції визначаємо через трифазний струм к.з.
S1 k S3
к к , (6.12)
де к – коефіцієнт, значення якого залежить від відстані к.з, від шин
районної підстанції, 0 k 1,5 , при к.з, у віддаленій точці (поблизу
трансформатора ГПП) k=1,5.
S1
к 1,5 1200 1800 МВА.
Струм однофазного к.з, на шинах заводської підстанції визначаємо
виразом:
1
I1
Sк
kc , (6.13)
3 U1
де U1 - номінальна напруга на шинах заводської підстанції,U1=110 кВ.
I 1
1800
kc 9,5 кА.
3 110
Опір нульової послідовності системи ( xcoу відносних
одиницях)визначаємо з виразу
I 1кc 3 1
; (6.14)
Iб x c1 x c2 x co
з цього виразу находимо xС0
3 1 І
х б
со х с1 х с2 , (6.15)
І (1)
кс
де хс1, хс2 – відповідно опори прямої і оберненої послідовності системи,
хс1 хс2 хс .
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 62
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
3 1 5,5
х со 0,083 0,083 1,58 .
9,5
Згідно з рисунком 6.4 визначаємо результативний опір схеми нульової
послідовності для однофазного струму к.з, як паралельне з’єднання двох гілок
хо хсо хло хтр1о хтр2о (6.16)
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
х 0 1,2 .
(1,89 0,08) (1,66 1,66)
Струм однофазного к.з, у віддаленій точці визначаємо за виразом
І 1
3 1 I
kA1
б (6.17)
х рез1 х рез2 х о
х х ,
рез1 рез2 хс1 хл1 0,0830,029 0,113
І (1) 3 1 5,5
kА1 12,3 кА .
0,113 0,113 1,1
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 63
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7 ВИБІР ТИПУ ТРАНСФОРМАТОРНОЇ ПІДСТАНЦІЇ ДЛЯ ГПП. ВИБІР
ВИСОКОВОЛЬТНОЇ АПАРАТУРИ. ПЕРЕВІРКА КАБЕЛЬНИХ ЛІНІЙ
7.1 Вибір типу трансформаторної підстанції для ГПП
В розділі приводяться дані, які стосуються конструкції та особливості
компоновки як самої головної понижуючої підстанції (ГПП), так і розподільчих
установок високої і низької напруги. Вказується область застосування ГПП,
основні вимоги до місць встановлення,характеристика ізоляції, категорії
розміщення тощо.
Приводяться основні параметри і характеристики ГПП. Вказується склад
підстанції, при необхідності – особливості схеми головних кіл. Матеріали
можуть ілюструватися фрагментами розрізу підстанції (або іншими
кресленнями) та зображеннями окремих елементів підстанції.
7.2 Вибір високовольтних апаратів РУВН
У нашому випадку згідно обраної головної схеми підстанції силовою
апаратурою є високовольтні вимикачі і роз'єднувачі.
Алгоритм вибору полягає у зрівнянні каталожних даних попередньо
обраного апарата з розрахунковими. Реалізується цей алгоритм з допомогою
таблиці 7.1, у якої в першу графу заносимо відповідні розрахункові дані, і графу
2 - відповідні каталожні дані, а графа 3 містить умови вибору апаратів.
Попередньо обираємо сучасний тип вимикача серії ВГТ-110ІІ*-40/2500У1
з допустимим нижнім робочим значенням температури оточуючого повітря -
45°С, допустимою швидкістю вітру до 40 м/с, сейсмічності - до 9 балів та
приводом пружинного типу.
Результати вибору зводимо в таблицю 7.1
Таблиця 7.1 – Вибір вимикача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=29,8 А Iном=2500 А Ір Іном
іу =2,93 кА Im.дин= 102 кА іу Іm.дин
Іn.t =2,29 к А Iвідкл. =40 кА Іn.t Івідкл
Вк І2
n tк (2,93 103 )2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2
0,3 106 В2 с В І t
І2 t 4800 106
Т Т В2 с к Т T
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 64
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де ІТ – нормований струм термічної стійкості апарата;
Вк – тепловий імпульс струму короткого замикання;
Im.дин – амплітудне значення повного струму електродинамічної стійкості
вимикача;
tТ – нормований час термічної стійкості апарата.
Чисельні значення вказаних величин (каталожні дані) взято з [13].
Алгоритм вибору роз'єднувача відрізняється від алгоритму вибору
високовольтного вимикача однією особливістю, а саме: відсутня перевірка
струму відключення.
Попередньо по номінальним даним обираємо роз'єднувач серії РГН-
110/1000 УХЛ1.
Таблиця 7.2 – Вибір роз’єднувача
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=110 кВ Uном=110 кВ Uн Uном
Iр=29,8 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =2,93 кА Im.дин= 80 кА іу Іm.дин
Вк І2
n tк (2,93 103 )2 0,035 ІТ 40 кА; tТ 3 с;
2
0,3 106 В2 с
І2 В І t
Т tТ 4800 106 В2 с к Т T
Остаточно, по даним таблиці 1.9 обираємо роз'єднувач серії РГН-110/1000
УХЛ1, який на протязі терміну експлуатації (30 років) не вимагає технічного
обслуговування [13].
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 ВВ/N10M-1000 з вбудованим електромагнітним приводом [13].
При розрахунках розрахункового струму ввідного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 65
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 7.3 – Вибір ввідного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=312 А Iном=1000 А Ір Іном
іу =4,3 кА Im.дин= 52 кА іу Іm.дин
Іn.t =3,05 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2
к n tк (4,3 103 )2 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
1,06 106 В2 с
2 6 2 Вк І2 t
ІТ tТ 1200 10 В с Т T
При розрахунках розрахункового струму секційного вимикача 10 кВ
значення Ір визначаємо за співвідношенням
Sрозр 5667,1103
Ір.секц 156 А.
2 3 U 3
н (2 3 10) 10
Попередньо по номінальним даним обираємо секційний вимикач
вакуумний типу ВВЗ-10-20/630 УЗ з вбудованим електромагнітним приводом
[8].
Таблиця 7.4 – Вибір секційного вимикача 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані Умови вибору
1 2 3
Uн=10 кВ Uном=10 кВ Uн Uном
Iр=156 А Iном=630 А Ір Іном
іу =4,3 кА Im.дин= 80кА іу Іm.дин
Іn.t =3,05 к А Iвідкл. =20 кА Іn.t Івідкл
В І2 3 2
к n tк (4,3 10 ) 0,055 ІТ 20 кА; tТ 3 с;
2
1,06 106 В2 с
І2 t 1200 106 В І
В2 с к Т tT
Т Т
7.4 Вибір трансформаторів струму
Трансформатори струму, згідно ПУЕ (розділ 1.6.6 – 1.6.8), вибираємо за
номінальною напругою, первинному та вторинному струмам, за родом
встановлення, конструкції, класу точності та перевіряємо на термічну стійкість
при короткому замиканні таблиця 6.1.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 66
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Попередньо обираємо трансформатор струму напругою 10 кВ типу
ТШЛП-10К
Таблиця 7.5 – Вибір трансформатора струму напругою 10 кВ
Розрахункові дані Каталожні дані
Uн=110 кВ Uном=10 кВ
Iр=312 Iном=1000 А
ідин kдин 2 Іном1
іу =4,3 кА
30 1,4 1000 кА=42 103 кА
В І2
к n tк (4,3 103 )2 0,055 ІТ 31,5 кА; tТ 4 с;
6 2 2 6 2
1,06 10 В с ІТ tТ 3969 10 В с
Номінальний струм вторинної обмотки I2Н =5 А, допустима потужність S2Н
вторинної обмотки при cos = 0,8 клас точності 0,5 складає 15, ВА.
Сумарний опір приладів, Ом:
ΣS
прил
rприл , (7.1)
I 2
2Н
де Sприл – сумарна потужність приєднаних приладів (лічильники активної
та реактивної енергії та ін.),Sприл 7 (ВА).
7
rприл 0,28 .
52
Опір контактів rк 0,1 Ом.
Опір з'єднувальних проводів, Ом:
S2 Н I2
2 Н (rприл rк )
rпров , (7.2)
I2
2Н
1552 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 67
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
15 52 (0,28 0,1)
rпров 0,22.
52
Довжина проводів lпров 25 м.
Розрахункова довжина проводів при з'єднанні в зірку lp lпров 25 м.
Переріз з'єднувальних проводів, мм2:
lp ρFпров . , (7.3)
rпров .
25 0,02
Fпров 2,27.
0,22
Приймаємо найближчий стандартний переріз проводу з перерізом F 2,5
мм2 .
Визначаємо фактичний опір проводів, rпров.ф .
rпров.ф rприл. rн 0,6 Ом,
0,2+0,28=0,48<0,6
Якщо виконується умова тоді обраний трансформатор струму забезпечить
допустиму похибку в межах класу точності 0,5.
7.5 Вибір трансформаторів напруги
В мережі 10 кВ приймаємо до встановлення, згідно ПУЕ розділ1.6.9,
трансформатор напруги типу НТМИ–10–66УЗ. Розрахунок навантаження
основної обмотки трансформатора виконаємо в таблиці 7.6.
Таблиця 7.6 – Розрахунок навантаження трансформатора напруги
Потужність, Потужність, що
що Кільк. cosφ споживається
Прилад Тип
споживається котушок tgφ P, Q, S,
котушкою, Вт Вт вар ВА
Вольтметр ЕВ0302 0,016 1 0,55/1,5 0,016 0,024 0,028
СЛ -
Лічильник 0,016 2 0,65/1,17 0,032 0,037 0,048
7000
Всього: - - 3 - 0,048 0,061 0,077
Так як номінальна потужність трансформатора напругою 10 кВ в класі
точності 0,5 S2H 120 ВА більше ніж Sф 0,077ВА, трансформатор напруги
буде працювати з допустимою похибкою.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 68
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
7.6 Перевірка кабелів на термічну стійкість
Величина мінімального перерізу кабелю з умови термічної стійкості до
струмів короткого замикання, згідно ПУЕ (розділ 1.4.16 – 1.4.18), визначаємо
за співвідношенням [17]:
l tпр
Fmin , (7.4)
С
де tпр – приведений час дії струмів к.з, А;
tt∞ – ударний струм к.з, що діє на вибраний нами відрізок лінії, кА;
С – коефіцієнт, що відповідає різниці теплоти, яка в провіднику після і до
короткого замикання (для кабелів з алюмінієвою жилою С = 85 ).
Приведений час можна визначити по виразу
tпр=tзах+tвідкл
де tзах – тривалість дії захисту, с;
tвідкл – тривалість дії вимикаючої апаратури, с.
tпр=0,08+0,055=0,135 с.
У такому разі
3440 0,135
Fmin 14,8 мм2 .
85
Розглянутий нами відрізок кабельної лінії (ГПП-ТП3), що має переріз
F=25 мм2 повністю задовольняє умовам термічної стійкості, під час дії
ударних струмів к.з.
Аналогічно виконуємо перевірку інших відрізків високовольтних
кабельних ліній, що застосовуються в нашому проєкті.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 69
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8 РОЗРАХУНОК СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЦЕХУ
Цехові мережі промислових підприємств виконують на напругу до 1000 В,
з якої найбільш поширена – напруга 380 В.
При виборі схеми і конструктивного виконання цехової мережі
обґрунтовують, яким чином враховано наступні фактори:
– вимоги до надійності електропостачання і резервування,
– режими роботи електроприймачів,
– розміщення їх по території цеху,
– номінальні струми та напруги,
– вплив мікроклімату виробничих приміщень.
Електричні мережі напругою до 1000 В розрізняються за конструкцією
провідників, способах їх ізоляції та прокладки.
За способами ізоляції мережі діляться на дві групи: такі, що виконані
голими проводами і шинами (повітряні лінії і струмопроводи) і такі, що
виконані кабелями і ізольованими проводами (електропроводки).
У цеховій мережі використовують шинопроводи різного призначення та
конструктивного виконання.
8.1 Вибір схеми і конструкції електричних мереж цеху
Вибір конструкції цехової електричної мережі та способів їх виконання
здійснюється при проєктуванні на основі вивчення технології виробництва,
умов оточуючого середовища, вимог електробезпеки та пожежної безпеки
згідно ПУЕ.
У цьому підрозділі бакалаврської роботи на основі всебічного аналізу і
виявлення основних визначальних факторів (таких, як, наприклад розміщення
технологічного обладнання на плані цеху, надійність електропостачання
електроприймачів, характер навантаження та її розподіл по площі цеху та
багато інших) вибирається конкретний вид схеми. Кожний вид схем має свою
найбільш доцільну область застосування.
На рисунку 8.1 приведена проста радіальна схема цехової електричної
мережі.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 70
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.1 – Радіальна схема цехової електричної мережі
Як правило, у чистому вигляді магістральні або радіальні схеми живлення
використовуються рідко. Зазвичай на практиці найбільше розповсюдженні
змішані схеми, але для конкретного випадку саме така «рафінована» схема
може виявитися найбільш раціональною.
8.2 Розрахунок внутрішньоцехових освітлювальних систем
8.2.1 Загальні відомості
На промислових підприємствах близько 10% енергії, що споживається,
витрачається на електричне освітлення.
Правильне виконання освітлювальних установок сприяє раціональному
використанню електроенергії, поліпшенню якості продукції, знижує
втомлюваність працівників, зменшує кількість аварій та випадків травматизму.
Проєктування освітлювальних установок складається з світлотехнічної та
електричної частин [3, 4].
В світлотехнічній частині вирішуються наступні завдання: обираються
типи джерел світла і світильників, намічаються найбільш доцільні висоти
встановлення світильників та їх розміщення, визначають якісні характеристики
освітлювальних установок.
Електрична частина включає: визначення розрахункового навантаження
освітлення, вибір схеми живлення освітлювальної установки, вибір
раціонального перерізу і марки проводу, способу прокладання мережі.
Першим етапом проєктування системи освітлення об’єкту є його аналіз,
необхідний для отримання повного уявлення про об’єкт освітлення. На другому
етапі обирається вид і система освітлення.
Норми освітлення побудовані на основній класифікації робіт, основною
ознакою яких є найменший розмір об’єктів, 71ино проводів розрізняти в
залежності від розряду робіт, що виконуються; коректуються рівні освітленості,
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 71
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
якісні показники освітлювальних установок (показник засліпленості
(дискомфорту), пульсації освітленості, передача кольору, нерівномірність
розподілу освітленості) [3].
Світлотехнічна частина проєкту також передбачає вибір найбільш
ефективного світильника для конкретного приміщення з урахуванням
можливих обмежень, а також принцип розміщення світильників.
При проєктуванні світлотехнічної частини слід також враховувати умови
експлуатації освітлювальної установки.
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 застосовуються для освітлення всього
приміщення, в тому числі і робочих поверхонь. Загальне освітлення може
здійснюватись двома способами: з рівномірним і нерівномірним розміщенням
світильників під стелею освітлюваного приміщення. Освітлення з рівномірним
розміщенням світильників застосовують, якщо в виробничих приміщеннях
технологічне устаткування розміщене рівномірно по всій площі з однаковими
умовами зорової роботи і необхідно забезпечити рівномірне освітлення. Якщо в
приміщеннях є робочі поверхні, що вимагають різних умов освітлення, то для
створення на них необхідної освітленості світильники розміщують
локалізовано, залежно від розміщення робочих поверхонь або виробничого
устаткування.
Локалізоване освітлення необхідно передбачати в приміщеннях із
стаціонарним крупним устаткуванням (венткамери, пічні відділення тощо), у
приміщеннях, де робочі місця розміщені групами, зосереджені на окремих
дільницях, а також у приміщеннях, на різних дільницях яких виконуються
роботи різної точності, що вимагають неоднакових рівнів освітленості.
Систему комбінованого освітлення (загального і місцевого) застосовують у
приміщеннях з точними зоровими роботами, які вимагають високого ступеня
освітленості. Освітленість робочих місць, що створюють світильники
загального освітлення при комбінованій системі, має становити 10% від
нормованої для комбінованого освітлення. Використання в приміщеннях тільки
місцевого освітлення нормами заборонено.
За функціональним призначенням електричне освітлення поділяють на
робоче, аварійне і спеціальне (чергове), охоронне, вказівне.
Робоче освітлення влаштовують в усіх приміщеннях. Воно створює на
робочих поверхнях нормовану освітленість.
Аварійне освітлення необхідне там, де при раптовому вимиканні робочого
освітлення можливі вибух або пожежа, масовий травматизм, тривале
порушення технологічного процесу, а також порушення роботи відповідних
об’єктів (водопостачання, вузли зв’язку, пожежні пости, електрощитові і тощо).
Це освітлення називають аварійним освітленням для продовження роботи, воно
має створювати на робочих місцях 5% нормованого робочого освітлення при
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 72
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
системі загального освітлення, але не менш як 2 лк.
8.2.2 Розрахунок освітленості
Розрахунок освітлення цеху може проводиться методом світлового потоку
(методом коефіцієнту використання), або іншим відомим методом. Для
прикладу нижче приведено розрахунки методом світлового потоку:
кз Еmin S zФ , (8.1)
N
де кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [4];
Еmin – мінімальна освітленість, лк;
S– площа освітлювального приміщення, м2;
E
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z cp 1,11,15 ;
Emin
N – прийнята кількість світильників, шт.;
– коефіцієнт використання світлового потоку.
Коефіцієнт використання світлового потоку визначається по довідковим
таблицям в залежності від типу прийнятого світильника, коефіцієнтів відбиття
від поверхонь приміщення і від індексу приміщення “і”, останній визначається
за виразом
A B
i , (8.2)
(A B) h
де А, В, h– відповідно довжина, ширина приміщення і висота підвісу
світильника, м.
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймається
конкретний світильник, при цьому світловий потік прийнятого світильника не
повинен бути меншим ніж на 10 % розрахункового значення і не перевищувати
більше ніж на 20 % розрахункового значення. В противному разі змінюється
кількість світильників і розрахунок повторюється.
Приймаємо е Lв / h 1, тоді отримаємо відстань між світильниками
Lв е h. (8.3)
Розраховуємо кількість світильників в ряду і кількість рядів, приклад
розміщення світильників приведений на рисунку 8.2.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 73
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.2 – Приклад розміщення світильників цеху:
hc – відстань від стелі до світильника, Lв – відстань між світильниками,
l – відстань від крайнього ряду до стіни; Lа – відстань між рядами
Після прийняття схеми розміщення світильників проводиться перевірка
освітленості в найбільш характерній точці точковим методом по кривим
просторових ізолюкс прийнятого світильника згідно виразу
n
Фсв ei
Е i1 , (8.4)
1000 к3
де Фсв – світловий потік прийнятого світильника, лм;
– коефіцієнт неврахування освітленості від інших світильників,
1,11,2 ;
n
ei – сума освітленості від світильників згідно кривих просторових
i1
ізолюкс, лк;
n – кількість врахованих світильників.
Виконаємо розрахунок освітлення цеху методом світлового потоку.
Виходячи із розряду зорової праці, згідно ПУЕ (розділ 6.1.1 – 6.1.11), по
нормам освітленості [10] визначаємо освітленість системи загального
освітлення цеху Ен 200 лк.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 74
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Кз Еmin SzFp , (8.5)
N Кв
де Кз – коефіцієнт запасу, визначається за довідником [10];
Emin – мінімальна освітленість, лк;
S – площа освітлювального приміщення, м2;
z – коефіцієнт нерівномірності освітлення, z=1,1 – 1,15;
N – прийнята кількість світильників, шт;
Кв – коефіцієнт використання світлового потоку.
З таблиці 10.4 [10] приймаємо λе=Lв/h=1, тоді отримаємо відстань між
світильниками
Lв λе h, (8.6)
Lв 15,8 5,8 м.
Приблизну кількість світильників визначаємо за виразом
A B
N , (8.7)
L2
в
54 48
N 77 шт.
5,82
Коефіцієнт використання світлового потоку визначаємо по довідниковим
таблицям [10], в залежності від прийнятого типу світильника, коефіцієнтів
відбиття, від поверхонь приміщень і від індексу приміщення, що визначається
за виразом
А В
і ;
h(А В)
(8.8)
54 48
і 4,38.
5,8 (54 48)
де h – висота підвісу світильника, м.
1,6 300 2592 1,15
Fp 25437 лм.
77 0,67
В залежності від отриманої величини світлового потоку приймаємо
світильник типу ПВЛМ з чотирма лампами типу ЛБ-80, Рл=0,08 кВт, що має
світловий потік Фл=5400 лм. Загальний світловий потік від світильника буде
становити Фсв=21600 лм.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 75
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Обрані лампи за світловим потоком відрізняєтьсявід розрахункового на
Fcв Fр 25437 21600
% 100% 100% 1,5%
F 25437 (8.9)
р
що є допустимо.
Згідно результатів проведеного розрахунку ми можемо зробити висновки,
що встановлена в приміщенні цеху світлова арматура загального призначення з
лампами типу ЛБ-80 в повній мірі задовольняє вимогам СНіП ІІ-4-79, що до
загальних вимог освітленості в робочій зоні цеху.
Електропостачання освітлювальних установок
Відповідно до ПУЕ для живлення світильників загального освітлення
повинна застосовуватися напруга не вище 380/220 В змінного струму при
заземленій нейтралі і не вище 220 В змінного струму при ізольованій нейтралі і
у мережах постійного струму.
Для живлення окремих ламп варто застосовувати напругу не вище 220В,
що допускається для всіх стаціонарних світильників незалежно від висоти
їхньої установки в приміщеннях без підвищеної небезпеки. У приміщеннях з
підвищеною небезпекою і особливо небезпечних при установці світильників
загального освітлення з лампами розжарювання на висоті менше ніж 2,5 м при
відсутності спеціальної конструкції світильника (що виключає доступ до лампи
без застосування інструмента) використовується напруга не вище 42 В.
Світильник з люмінесцентними лампами на напругу 127–220 В
допускається встановлювати на висоті менше ніж 2,5 м від підлоги за умови
неможливості випадкових доторкань до їх струмоведучих частин.
Для живлення ксенонових, дугових, 76ино проводів76х7676 і натрієвих
ламп, розрахованих на напругу 380 В, і пускорегулюючих апаратів для
газорозрядних ламп, що мають спеціальні схеми (наприклад, трифазні, з
послідовним з’єднанням ламп), застосовується напруга не вище 380 В, у тому
числі фазна напруга системи 660/380 В із заземленою нейтраллю при
дотриманні наступних умов:
введення у світильник чи ПРА має виконуватися проводом або кабелем з
мідними жилами і ізоляцією, розрахованою на напругу не менше, ніж 660
В;
забороняється вводити у світильник двох чи трьох проводів різних фаз
системи 660/380;
нанесення на світильник відмінного знаку з вказівкою застосовуваної
напруги «380 В» при установці світильника в приміщеннях підвищеною
небезпекою і особливо небезпечних;
забезпечення одночасного відключення усіх фазних проводів, що
вводяться у світильник; це стосується і багатолампових світильників
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 76
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
системи 380/220 В, за винятком світильників, які встановлюються в
приміщеннях без підвищеної небезпеки.
Для світильників місцевого стаціонарного освітлення з лампами
розжарювання застосовується напруга не вище 220 В в приміщеннях без
підвищеної небезпеки і не вище 42 В для приміщень з підвищеною небезпекою
і особливо небезпечних. Допускається застосування напруги до 220 В для
світильників спеціальної конструкції: тих, що являються складовою частиною
аварійного освітлення, під’єднаного до незалежного джерела живлення; тих, що
встановлюються у приміщеннях з підвищеною небезпекою (але не особливо
небезпечних).
Для місцевого освітлення допускається застосовувати світильники з
люмінесцентними лампами на напругу 127-220 В за умови неможливості
випадкових доторкань до їх струмоведучих частин. Застосування
люмінесцентних ламп місцевого освітлення в сирих, особливо сирих, жарких і
приміщеннях з хімічно активним середовищем допускається тільки в арматурі
спеціальної конструкції.
Для живлення ручних світильників переносного освітлення в приміщеннях
з підвищеною небезпекою й особливо небезпечних має застосовуватись
напруга не вище 42 В, при особливо несприятливих умовах – не вище 12 В.
Схеми живлення освітлювальних установок повинні забезпечувати:
необхідний рівень надійності живлення;
регламентовані рівні напруги і постійність напруги джерела живлення;
простоту і зручність експлуатації;
економічність установки.
У більшості випадків освітлювальні навантаження живляться від силових
цехових трансформаторів напругою 6(10)/0,38 кВ із заземленою нейтраллю
вторинної обмотки.
Використання самостійних освітлювальних трансформаторів обмежується
випадками, коли характер силового навантаження не дає можливості
забезпечити необхідну якість напруги, коли використовується для силових
навантажень напруга вище 380 В і коли система напруг 380/220 або 220/127 В
неприпустима для освітлювальної установки за умовами безпеки.
В освітлювальних мережах розрізняються лінії живлення та групові лінії.
Лінія живлення з’єднує джерело живлення з груповими щитками освітлення.
Групові лінії слугують для приєднання світильників до групових щитків.
Групові щитки мають як ввідний апарат захисту, так і апарати захисту на
кожну групову лінію, що відходить. Згідно ПУЕ струм захисних апаратів на
групових лініях не повинен перевищувати 25 А за винятком ліній, що живлять
лампи розжарювання одиничною потужністю 500 Вт і більше або газорозрядні
лампи потужністю 125 Вт і більше; у цьому випадку струм захисного апарата
не повинен перевищувати 63 А.
Розрізняють радіальні, магістральні і змішані схеми живлення
освітлювальних установок (рис. 8.3). Радіальні схеми використовуються при
високих навантаженнях групових щитків (близько 100–200 А) і забезпечують
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 77
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
більш високу надійність живлення. Магістральні схеми дозволяють
заощаджувати провідниковий матеріал і апаратуру на розподільчих пунктах,
однак мають меншу надійність живлення. Змішані схеми одержали найбільше
поширення через їхню гнучкість.
Рисунок 8.3 – Різновиди схем живлення освітлювальних установок:
а – радіальна схема; б – магістральна схема; в – змішана схема
Для здійснення живлення освітлювальних установок обираю радіальну
схему для забезпечення високої надійності живлення.
Систему аварійного освітлення планується живити перехресним способом,
тобто від іншого трансформатора по відношенню до трансформатора робочого
освітлення (рисунок 8.4).
Рисунок 8.4– Схема живлення освітлювальних установок від
двотрансформаторної підстанції
Визначення розрахункових навантажень системи освітлення
Розрахункова потужність освітлювальної установки визначається на
підставі світлотехнічного розрахунку після вибору потужності і кількості
світильників, тобто відповідно до встановленої потужності світильників.
Для освітлювальних установок з газорозрядними лампами необхідно
враховувати втрати в ПРА:
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 78
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
��роз = кп ∙ кдод ∙ ��ном , (8.10)
де кдод – коефіцієнт додаткових втрат, для ламп ЛБ-80 кдод = 1,12 [10].
Згідно коефіцієнт попиту для дрібних будівель виробничого характеру
складає кп = 1,0.Коефіцієнт попиту для групової мережі освітлення і всіх ланок
мережі аварійного освітлення приймається рівним 1,0.
��роз = 0,95 ∙ 1,12 ∙ 77 ∙ 0,32 = 24,6 кВт.
Вибір перерізу провідників освітлювальної мережі за допустимимструмом
навантаження.
Провідники освітлювальної мережі повинні задовольняти вимоги у
відношенні гранично допустимого нагрівання при нормальних режимах роботи.
Нагрівання провідників викликається проходженням по них електричного
струму.
Межі нагрівання суворо нормуються ПУЕ, при цьому кожному перерізу
проводу або кабелю в залежності від його конструкції і способу прокладання
відповідає допустимий нормований струм (Iдоп, А).
У практичних розрахунках користуються готовими таблицями з
допустимими тривалими навантаженнями, що нормовані ПУЕ і нормативною
документацією.
Зазначені таблиці складені для визначення температурних режимів повітря
і землі, що складають відповідно +25°С та +15°С. Якщо фактичні температури
відрізняються від табличних, користуються коефіцієнтами перерахунку, що
наведені в ПУЕ.
Отже, умовою перевірки обраного перерізу провідника за допустимим
струмом навантаження є:
��доп > ��роз,
де ��роз – розрахунковий струм, що протікає по провіднику, А.
Для проведення порівняння необхідно визначити максимальний
розрахунковий струм кожної ділянки освітлювальної мережі.
Розрахунковий струм для трифазних мережвизначається за виразом:
��роз ∙ 10 ��роз ∙ 10
��роз = = , (8.11)
√3 ∙ �� ∙ cos �� 3 ∙ �� ∙ cos ��
л ф
де ��роз – розрахункова потужність, кВт;
��ф, ��л – відповідно фазна і лінійна напруга, В;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 79
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
cos �� – коефіцієнт потужності, для газорозрядних ламп з конденсаторами
cos �� = 0,9.
24,6
��роз = 41,6 А.
3 0,38 0,9
Визначений показник струму використаємо для вибору кабельно-
провідникової продукції та комутуючого обладнання.
Розрахунок освітлювальної мережі за втратами напруги. Даний метод
розрахунку передбачає забезпечення допустимих рівнів напруг на джерелах
світла.
Зниження напруги щодо номінальної пов’язане зі зменшенням світлового
потоку світильників і, як наслідок, рівнів освітленості на робочих місцях.
Збільшення напруги щодо номінальної пов’язане з додатковою витратою
енергії світильником і зменшенням його терміну служби, останнє особливо
важливе для ламп розжарювання.
Відповідно до ДСТУ 13109-97 напруга в найбільш віддалених лампах
внутрішнього освітлення промислових підприємств, а також прожекторних
установок зовнішнього освітлення повинна бути не нижча 97,5%Uном, а в
найбільш віддалених лампах аварійного і зовнішнього освітлення, виконаного
світильниками – не нижча 95%Uном.
У мережах 12–42 В допускаються втрати напруги до 10% Uном, якщо
рахувати від відводів джерел живлення. Найбільша напруга ламп не
повинна перевищувати 105%Uном.
На затисках газорозрядних ламп напруга не повинна бути нижчою
90%Uном, на інших лампах – не нижчою 88%Uном.
Величина допустимої втрати напругивосвітлювальній мережі від
джерела живлення до найбільш віддаленої лампи повинна складати:
∆��м = ��хх − ∆��тр − �� ,
де ∆��м – допустима втрата напруги в мережі;
��хх – напруга холостого ходу трансформатора (на 5% вища від
номінальної);
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі;
�� – мінімально допустима напруга на затисках лампи.
Розрахунок допустимої величини втрати напруги в освітлювальній мережі
в більшості випадків ведеться у відсотках, однак може виконуватися і в
іменованих одиницях (вольтах).
Втрата напруги в трансформаторі (%) визначається за виразом:
∆��тр = �� ∙ �� ∙ cos �� + �� ∙ sin �� , (8.12)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 80
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де �� , �� – відповідно активна і реактивна складові напруги короткого
замикання трансформатора (��КЗ), %;
cos �� – коефіцієнт потужності навантаження вторинного ланцюга
трансформатора;
�� – коефіцієнт завантаження трансформатора (відношення розрахункового
навантаження трансформатора до його номінальної потужності).
Активна і реактивна складові напруги короткого замикання
трансформатора (%) визначаються за виразами:
100 ∙ ��КЗ
�� = ; (8.13)
��ном.тр
�� = ��КЗ − ��а , (8.14)
де ��КЗ – втрати потужності короткого замикання трансформатора, Вт;
��ном.тр – номінальна потужність трансформатора, кВА.
Розрахунок освітлювальної мережі, як правило, ведеться без урахування
індуктивного опору провідників.
100 ∙ 5,5
�� = = 1,37 %;
400
�� = 5,5 − 1,34 = 5,33 %;
∆��тр = 0,87 ∙ (1,34 ∙ 0,9 +5,33 ∙ 0,44) = 3,08 %;
∆��м = 105 − 3,08 − 97,5 = 4,42 %.
Розрахункове значення втрати напруги на кожній ділянці освітлювальної
мережі (%) визначається за виразом:
��
∆�� = , (8.15)
�� ∙ ��
де �� – момент освітлювальногонавантаження, кВт∙м;
�� – постійний коефіцієнт, що залежить від номінальної напруги, обраної
системи мережі і матеріалу провідника [18];
�� – переріз провідника, обраного за умовами нагрівання, мм2.
Момент освітлювального навантаження визначається в залежності від
схеми підключення світильників і їхньої потужності за загальновідомими
співвідношеннями.
При складній розгалуженій мережі втрата напруги визначається для
кожної окремої ділянки:
�� = �� ∙ �� , (8.16)
де �� – відстань між лініями живлення світильників;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 81
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
�� – потужність лінії.
Рисунок 8.5 – Схема підключення світильників
�� = �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� +
+�� ∙ �� + �� ∙ �� + �� ∙ �� ;
�� = 6 ∙ 2,64 + 12 ∙ 2,64 + 18 ∙ 2,64 + 24 ∙ 2,64 + 30 ∙ 2,64 + 36 ∙ 2,64 +
+42 ∙ 2,64 + 48 ∙ 2,64 + 54 ∙ 2,64 = 712,8 кВт ∙ м;
712,8
∆�� = = 0,78 %.
54 ∙ 16,8
Отже умова виконується, втрата напруги у найбільш віддаленій точці
перевищює 5%. Тому ми встановлюємо щиток освітлення в безпосередній
близькості від КТП і першої лінії освітлювальної мережі.
8.3 Розрахунок цехової електричної мережі по умовам нагріву
Основним завданням цього розділу є вибір перерізу кабелів, проводів,
шинопроводів для всіх рівнів системи електропостачання на напругу до 1 кВ.
Вихідними даними для проведення розрахунків є: схема цехової
електричної мережі, номінальна напруга мережі Uном , результати розрахунку
навантаження цеху.
Для мереж напругою до 1 кВ визначальними при виборі перерізу
провідника є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів провідників, їх
механічна міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів короткого
замикання.
В цьому підрозділі необхідно визначити мережі та її елементи, що не
підлягають перевірці на економічну густину струму. Їх треба окремо
проаналізувати та обов’язково вказати ( у вигляді переліку або таблиці).
Вибір перерізу провідників здійснюється за таблицях [17] або згідно
технічної документації на них (що є більш прийнятним) . При цьому повинна
виконуватися умова
Ipоз Iдоп , (8.17)
де Iдоп – допустимий тривалий струм навантаження в кабелі, проводі и
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 82
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
шині для даного перерізу згідно ПУЕ.
Під час визначення допустимих тривалих струмів для кабелів,
неізольованих та ізольованих проводів і шин, а також для жорстких і гнучких
струмопроводів, прокладених у середовищах, температура яких істотно
відрізняється від зазначеної в 1.3.12-1.3.15 і 1.3.22 ПУЕ, слід застосовувати
коефіцієнти, наведені в таблиці 1.3.3 ПУЕ.
Конкретні особливості прокладки кабелів в цеху слід також враховувати за
допомогою відповідних коефіцієнтів згідно ПУЕ.
Обраний переріз провідника по умовам нагріву довготривалим струмом
необхідно перевіряти за нагрівом струмом післяаварійного режиму відповідно
до схеми цехової мережі. Отримані дані заносяться у таблицю.
8.3.1 Особливості розрахунку цехових електричних мереж
Основним завданням електричних розрахунків є вибір перерізів кабелів,
проводів, шинопроводів і захисних апаратів для всіх рівнів системи
електропостачання на напрузі до 1 кВ. Вибрані перерізи повинні забезпечувати
допустимі відхилення напруги на затискачах всіх ЕП, що нормуються
стандартом по якості електроенергії. Для кожної ділянки цехової мережі за
розрахованим півгодинним максимумом навантаження і значенням
максимального пускового або пікового струму вибирається переріз провідника,
а також тип і значення уставок апаратів захисту від ненормальних режимів в
мережі: тривалих, не передбачених перевантажень мережі і коротких замикань.
Вихідними даними для проведення розрахунків є:
– схема цехової електричної мережі з розташуванням апаратів захисту;
– Uном мережі;
– розрахункові півгодинні максимуми навантаження кожної ділянки
мережі Рmax ;
– пікові (пускові) струми на різних рівнях схеми;
– номінальні потужності ЕП.
Вибір перерізу провідника пов’язаний з вибором апаратів захисту, тому
вибір перерізу провідника цехової мережі та захисних апаратів виконується
спільно.
Потрібно врахувати вимоги ПУЕ щодо особливості вибору перерізу
провідників для мереж напругою до 1 кВ, а саме: акцентувати на те, які вимоги
та умови є визначальними – економічні, нагрів провідників, їх механічна
міцність, втрати напруги, термічна стійкість до струмів КЗ.
Вказати, які силові мережі до 1 кВ згідно рекомендацій ПУЕ не підлягають
розрахунку по економічної густини струму.
Вказати, чи враховується фактор економічної густини струму зв’язку зі
спільним живленням силового та освітлювального навантажень
Вибір перерізів провідників за технічними умовами включає:
– вибір за умовою теплового нагрівання;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 83
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
– 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.
Необхідно враховувати, що при різних режимах роботи електроприймачів
в якості розрахункового струму для перевірки перерізу провідників по
нагріванню слід приймати струм, значення якого залежить від відповідного
режиму (повторно-короткочасний, короткочасний, тривалий).
Вимоги для нормальних навантажень та післяаврійних перевантажень
стосуються кабелів і встановлених на них з’єднувальних та кінцевих муфт й
окінцевань.
Основною умовою вибору перерізу провідників є величина нагрівання їх
електричним струмом у нормальному, форсованому та аварійному режимах.
Якщо температура нагрівання перевищить допустиму, то залежно від величини
перевищення й тривалості часу, елемент може бути пошкоджений, що
спричинить порушення нормальної роботи системи, а в гіршому випадку
(загоряння ізоляції) може привести до пожежі. Тому для всіх видів провідників
та умов їх застосування головним у виборі перерізу є нагрівання, яке
визначається двома ефектами теплового впливу: максимально допустимою
температурою та тепловим зносом ізоляції для даного режиму й класу ізоляції.
Як критерій допустимості того чи іншого режиму за нагріванням,
використовують сумарний вплив на строк служби провідника максимальної
температури і тривалості зносу ізоляції за розглянутий період. При різких піках
навантаження більшу небезпеку становить можливість перевищення
максимально допустимої температури. Якщо графік навантаження рівномірний,
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 84
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
більшу вагу має складова теплового зносу ізоляції.
Переріз провідника в основному залежить від величини розрахункового
струму ( Іmax або Іроз ), від того, чи потрібно захищати мережу від
перевантаження чи ні, від температурних умов навколишнього середовища,
характеру приміщення і типу ізоляції провідника. Перш за все необхідно
вибрати марку провідника, визначитися з умовами його прокладки і потім
виконувати розрахунок.
Мінімально допустимий переріз провідника – такий переріз, при якому
провідник, маючи початкову температуру, що дорівнює максимальній тривало
допустимій Q тр. доп , нагрівається струмом КЗ до гранично допустимої
температури за умовами термічної стійкості.
За розрахунковий струм навантаження приймається максимальне струмове
навантаження за півгодинний інтервал часу Imax Ipоз , обчислене за
формулою
P
I = роз
pоз (8.18)
3 Uном cosφ
Вибір перерізу провідників виконується за таблицями гл.1.3 ПУЕ «Тривало
допустимі навантаження», при цьому повинна бути виконана умова
Imax Ipоз Iдоп , (8.19 )
де Ідоп – тривало допустимий струм навантаження на проводи, кабелі та
шини для даного перерізу за ПУЕ (або технічними характеристиками
конкретних виробів).
При прокладанні декількох кабелів і більше чотирьох проводів в одній
трубі, траншеї, лотку, коробі і т.п. в розрахункову формулу (8.14) вводиться
коефіцієнт Кпрокл , поправочний коефіцієнт на умови прокладки проводів і
кабелів
I
І max
доп . (8.20)
Кпрокл
Згідно ПУЕ допустимі тривалі струми для кабелів, які прокладають у
блоках, слід визначати за емпіричною формулою
Iдоп.бл a b c Iдоп , (8.21)
a, b, c – поправочні коефіцієнти (табл. ПУЕ)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 85
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Поправочні коефіцієнти застосовуються до груп однотипних проводів і
кабелів, що мають однакову допустиму температуру нагрівання.
Для груп проводів і кабелів, що мають різні максимальні температури
нагріву, допустиме струмове навантаження розраховується з поправочних
коефіцієнтів, що належать до тієї частини проводів і кабелів, у яких допустима
температура мінімальна.
Якщо у частині ізольованих проводів і кабелів в групі навантаження не
перевищує 30 % допустимого, то вони виключаються із загального числа при
визначенні поправочного коефіцієнту для іншої частини групи.
Допустимі струмові навантаження для кола залежать від числа
провідників. У багатофазній збалансованій системі спільно прокладений
нейтральний провідник не враховується. В цьому випадку допустиме
навантаження чотирижильного кабеля приймається як для трьохжильного, з
тим же перерізом фазних провідників. Чотири- і п’ятижильні кабелі можуть
мати більше допустиме струмове навантаження, якщо навантажені тільки три
фазні проводи.
Якщо нейтральний провідник пропускає струм, який є наслідком
дисбалансу фазних струмів, то збільшення тепловиділення в нейтральному
провіднику компенсується його відповідним зменшенням в одному або
декількох фазних провідниках. В цьому випадку переріз всіх провідників
вибирається по найбільш навантаженому проводу.
Якщо не потрібно вводити поправочні коефіцієнти для струму в
нейтральному провіднику в залежності від характеру навантаження фазних
провідників, нейтральний провідник вибирається відповідно до параметрів кола
Необхідність введення поправочних коефіцієнтів для струмів може бути
наслідком наявності істотних струмів вищих гармонік в трифазному колі. Якщо
гармонічна складова перевищує 15 %, нейтральний провідник вибирається
перерізом не нижче фазного.
Оскільки струм в нейтральному провіднику визначається струмами фазних
провідників, то струми вищих гармонік в ньому взаємно не компенсується.
Найбільш значущою з гармонік є третя гармоніка. Діюче значення струму
третьої гармоніки в нейтральному проводі може перевищувати діюче значення
струму промислової частоти в фазних провідниках.
У цьому випадку струм в нейтральному провіднику є визначальним при
розрахунках допустимого струмового навантаження кола. Вплив гармонік
враховується поправочними коефіцієнтами. Поправочні коефіцієнти, що
наведені в МЕК60364-5-52:2009 «Електроустановки низьковольтні. Частина 5-
52. Вибір і монтаж електроустаткування. електропроводки», надані для
збалансованої трифазної системи; слід вказати, що ситуація погіршується, якщо
в трифазній системі навантажені тільки дві фази. У цьому випадку струм вищих
гармонік в нейтральному провіднику буде визначатися струмом дисбалансу.
Така ситуація призведе до перевантаження нейтрального провідника.
Поправочні коефіцієнти застосовуються для випадку, коли нейтральний
провідник є жилою чотирьох- або п’ятижильного кабелю, виконаний з того ж
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 86
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
матеріалу і має той же переріз, що і фазні провідники.
Поправочні коефіцієнти відносяться до струмів третьої гармоніки. Якщо
очікуються значні вищі гармоніки, такі як 9-я, 12-я тощо, тобто вони становлять
понад 15 %, поправочний коефіцієнт повинен бути зменшений. Якщо дисбаланс
між фазними навантаженнями перевищує 50 %, то поправочний коефіцієнт
може бути зменшений. Розрахунковий поправочний коефіцієнт для визначення
допустимого струмового навантаження для кабелів з трьома робочими
провідниками приймається, як для кабелю з чотирма робочими провідниками, у
якого струм в четвертому проводі викликаний гармоніками. Поправочні
коефіцієнти також враховують фактор нагріву фазних провідників струмами
гармонік.
Коли значення струму в нейтральному провіднику очікується вище, ніж
фазний струм, розмір кабелю визначається по нейтральному провіднику.
Якщо переріз кабелю визначено по нейтральному провіднику, то
необхідно зменшити розрахункове навантаження для трьох робочих
провідників.
Якщо струм в нейтральному провіднику більше, ніж 135 % фазного струму
і переріз кабелю вибирається по нейтральному провіднику, то три фазних
провідника не можуть бути повністю завантажені. Зменшення тепловиділення
фазними провідниками компенсує тепловиділення нейтрального провідника в
такій мірі, що немає необхідності застосовувати інші поправочні коефіцієнти
щодо трьох робочих провідників.
За відсутності спеціальних вимог необхідно виконувати такі вказівки:
Площа поперечного перерізу нейтрального провідника повинна бути,
принаймні, рівною площі поперечного перерізу лінійних провідників у
наступних випадках:
– в однофазних двопровідникових колах, незалежно від площі поперечного
перерізу провідника;
– в багатофазних колах, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників - менше або дорівнює 16 мм2 по міді або 25 мм 2 по алюмінію;
– в трифазних схемах, де частка струмів третьої гармоніки і гармонік,
кратним трьом, лежить в межах від 15 % до 33 %.
Для багатофазних кіл, де площа поперечного перерізу лінійних
провідників більше, ніж 16 мм2 по міді або 25 мм 2 по алюмінію, площа
поперечного перерізу нейтрального провідника може бути нижче площі
поперечного перерізу лінійних провідників (звичайно не нижче 50 %), якщо
виконуються одночасно такі умови:
– навантаження кола в нормальному режимі розподілено рівномірно між
фазами, третя гармоніка не перевищує 15% струму лінійного провідника;
– нейтральний провідник захищається від надструмів;
– площа поперечного перерізу нейтрального провідника – не менш 16 мм2
по міді або 25 мм 2 по алюмінію.
Відносно нульових робочих провідників в чотирипровідній системі
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 87
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
трифазного струму ПУЕ містить наступне формулювання: вони повинні мати
провідність не менше ніж 50 % провідності фазних провідників; у необхідних
випадках вона має бути збільшеною до 100 % провідності фазних провідників.
Вибраний переріз провідника за умовами нагріву тривалим струмом
перевіряється по нагріванню струмом післяаварійного режиму Ітр. ав (в умовах
двотрансформаторних цехових ТП і декількох кабелів одної лінії):
Для подальшого вибору апаратів попередньо визначимо струм на
затискачах вторинної обмотки силового трансформатора цехової ТП за
співвідношенням
ΣS
н.тр к з
Ір ; (8.22)
3 Uн
де ΣSн.тр – загальна потужність силових трансформаторів цеху, кВА;
кз - коефіцієнта завантаження трансформаторної підстанції,
800 0,68
Ір 826,7 А .
3 0,38
Визначимо силові елементи схеми живлення цеху на стороні 0,4 кВ
Тип ввідного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
даних [11]в залежності від типу шафи за умовами
І .
н.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1 Ір
1600 ≥1000 1250>1,1.826,7=909,4
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр– номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо ввідний автоматичний вимикач серії ВА88-43, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 A.
Для забезпечення секціонування, в аварійному режими роботи, ми
застосуємо, секційний вимикач згідно співвідношення:
0,5(Sн.тр кз )
І
р.СВ ;
3 Uн
0,5 (800 0,68)
Ір.СВ 413,4 А .
3 0,38
Тип секційного автоматичного вимикача приймаємо згідно каталожних
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 88
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
даних[11]в залежності від типу шафи за умовами
Ін.а≥Ін.т.р Ін.т.р>1,1.Ір
800 ≥630 630>1,1.413,4=454,7.
де Ін.а– номінальний струм автоматичного вимикача А;
Ін.тр – номінальний струм теплового розчіплювача автоматичного вимикача
(каталожні дані), А
Приймаємо секційний автоматичний вимикач серії ВА88-40, що
встановлений в шафі типу ЩО70-22 ; Uн =0,4 кВ; Iн=1250 A.
Вибір перерізу шин по напрузі 0,4 кВ згідно [11] виконуємо за умови
І .
д.д>Ір кз
1250>826,7.1.
Вибір струмоведучих частин. Основним завданням розрахунку цехових
електричних мереж є вибір перерізу кабелів, проводів шино проводів і захисних
апаратів згідно ПУЕ (розділ 2.1.31 – 2.1.51).
Для мереж напругою до 1000 В основними вимогами, що визначають вибір
перерізу провідників, є не економічні, а технічні вимоги та умови: нагрів
провідників, механічна міцність, втрата напруги, термічна стійкість до струмів
КЗ.
Переріз провідників цехової мережі обираємо згідно величині
розрахункового струму як окремих споживачів, так і розподільчих пунктів в
цілому за співвідношенням
Р
Ір
Н , (8.23)
3 Uн cos
де Рн - номінальна потужність згідно з завданням, кВт ; Uн= 0,38кВ.
Ір Ку.н ІН.ДОП.Л
Умовами вибору ліній живлення [11] є виконання співвідношення
де І НДОПЛ - допустимий тривалий струм лінії живлення, А;
Куп - коефіцієнт, що враховує умови прокладки кабелів згідно п. 1.3.21
ПУЕ.
З врахуванням умов прокладки кабелів, поправного коефіцієнту на
допустимий тривалий струм залежно від температури (таблиця 1.3.3 ПУЕ),
умова прийме вид
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 89
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ІН.ДОП.Л Іmax1,25 Ip.
Керуючись вказаними вимогами, проводимо розрахунок мережі живлення
споживачів цеху, результати яких заносимо в таблицю 8.1.
Таблиця 8.1 – Розрахункова таблиця вибору ліній живлення цеху
I
Р I , I , н.доп.
Назва споживача н р max.
л Марка
кВт А А
А
Пересувна завантаж.
3,2 6,2 7,7 19 АВВГ(4×2,5)
платформа
В’язальна машина 7,9 14,7 18,3 19 АВВГ(4×2,5)
Зшивальний напіватомат 2,2 4 5 19 АВВГ(4×2,5)
Установка вивертання 1,4 2,5 3,1 19 АВВГ(4×2,5)
Ротаційна фарбувальна 112,
68 140,5 165 АВВГ(3×50)+(1×25)
установка 4
Насос гарячої води 5 8,6 10,8 19 АВВГ(4×2,5)
Насос холодної води 3 5,3 6,6 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор витяжний 3,4 6,2 7,7 19 АВВГ(4×2,5)
Вентилятор приточний 22 39,8 49,8 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Термоформовочна установка 36 58,9 73,6 90 АВВГ(3×16)+(1×10)
Фасувальна установка 6,1 10,7 13,3 19 АВВГ(4×2,5)
Освітлення 24,6 41,6 52 65 АВВГ(3×10)+(1×6)
Конденсаторна установка 60(квар) 91 114 115 АВВГ(3×25)+(1×16)
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 90
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.3.3 Розрахунок електричної мережі за втратами напруги
Згідно ПУЕ, для силових мереж відхилення напруги від номінальної має
становити не більше 5 % Uном . Для освітлювальних мереж промислових
підприємств і громадських будівель допускається відхилення напруги від 5
до 2,5 % Uном , для мереж житлових будинків і зовнішнього освітлення
5 % Uном . Ці вимоги обумовлені тим, що величина крутного моменту
асинхронних електродвигунів пропорційна квадрату підведеної напруги і його
зменшення може не забезпечити пуск механізмів, в мережах освітлення
зниження напруги призводить до різкого зменшення світлового потоку.
Розрахунок цехової мережі за умовами допустимої втрати напруги і
побудова епюри відхилення напруги виконується для кола ліній від шин ГПП
або ЦРП до затискачів одного найбільш віддаленого від цехової ТП або
найбільш потужного ЕП для режимів максимальних і мінімальних навантажень
(визначається з добового графіка навантажень), а в випадку
двохтрансформаторної підстанції – і післяаварійного.
Як відомо, існує залежність r0 i x0 від перерізу проводів і кабелів, якою
можна скористатися при розрахунках.
Як правило у розрахунковому ланцюгу «ГПП – найбільш віддалений
потужний споживач» присутня трансформаторна підстанція ТП.
Розрахункова схема зображена на рисунку 8.6.
Рисунок 8.6 – Розрахункова схема
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.24)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 91
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [11].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 8.25. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.25)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
∆��л = √3 ∙ ��р ∙ ��кл ∙ (�� ∙ cos �� + �� ∙ sin ��), (8.26)
��ном 270,3
��р = = = 15,6 А;
√3 ∙ 10 √3 ∙ 10
де Sном- повна потужність цеху, кВа;
��кл – довжинакабеля, який живить споживача; ��кл = 100 м;
�� , �� – активнийта індуктивний опори кабелю
Приймаємо найближчий, по параметрам, кабель марки АПвВнг
АПвВнг(3×25)Ідоп=135 А
�� = 1,1 Ом/км, �� = 0,068 Ом/км [20].
∆��л = √3 ∙ 15,6 ∙ 0,1 ∙ (1,1 ∙ 0,89 + 0,068 ∙ 0,45) = 0,17 В;
0,17
∆��л(%) = ∙ 100% = 0,017 %;
10 ∙ 10
100 − 3,28 − 0,017 = 96,5 ≥ 95 %.
Оскільки відхилення напруги не перевищує допустимого значення,
обирати відпайки для цехової КТП не потрібно.
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
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 92
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
конструктивній основі у вигляді щитів, шаф, пультів, шинних приєднань тощо.
Необхідно проаналізувати ознаки, за якими класифікують НКУ, щоб з
врахування всіх факторів зробити обґрунтований вибір низьковольтних
комплектних установок.
Вибір проводів, шин, апаратів, приладів і конструкцій НКУ необхідно
здійснювати як за нормальним режимом роботи (відповідність робочій напрузі і
струму основних і допоміжних кіл, частоти мережі, заданому класу точності,
умовам експлуатації тощо), так і за умовами роботи в разі короткого замикання
з урахуванням термічних і електродинамічних впливів, комутаційної
спроможності.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від їх технічних
характеристик ( кількості приєднаних електроприймачів, сумарного струму
І роз, РП споживачів, що приєднані до РП, тощо). І роз, РП визначається за
виразом
І роз, РП = Іном КП , (8.27)
де КП – коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які
виконують споживачі. Після розрахунку струмів короткого замикання та
обрання автоматичних вимикачів, РП перевіряють за номінальним струмом
автоматичних вимикачів, та струмів теплових розщіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі.
Далі за довідковими даними обирається конкретний тип НКУ, вказуються
його технічні характеристики, включаючи напругу, номінальний струм, апарати
захисту тощо, у тому числі конструктивне виконання та особливості
застосування.
Вибір розподільчих пунктів проводимо в залежності від приєднаних
електроприймачів (від 2 до 12 максимально); номінального струму
автоматичних вимикачів, та струму теплових розчіплювачів, які захищають
приєднанні електроприймачі; сумарного струму Ір РП споживачів, що приєднані
до РП, який визначається за виразом
Ір.РП ІН КН ,
де Кн - коефіцієнт, що залежить від технологічних функцій, які виконують
споживачі. Для нашого випадку Кн = 0,7.
Переріз ввідного кабелю вибирається з таблиць ПУЕ, глава 1.3 [1], за
умовами
Ір.РП ІН.ДОП .
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 93
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Таблиця 8.2 – Вибір перерізу ввіднихкабелів РП
Найменування РП Ір.РП ,А Іmax ,А ІН.ДОП.Л ,А Марка
1 2 3 4 5
Розподільчий пункт РП-1 107,24 134 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-2 107,24 134 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-3 9,1 11,3 19 АВВГ(4×2,5)
Розподільчий пункт РП-4 13,65 17 19 АВВГ(4×2,5)
Розподільчий пункт РП-5 9,1 11,3 19 АВВГ(4×2,5)
Розподільчий пункт РП-6 29,19 36,4 50 АВВГ(3×6)+(1×4)
Розподільчий пункт РП-7 73,08 91,3 135 АВВГ(3×35)+(1×16)
Розподільчий пункт РП-8 146,16 182,7 200 АВВГ(3×70)+(1×25)
Вибрана кабельно-провідникова продукція, живлення споживачів цеху,
прокладена в кабельних каналах підлоги цеху.
8.4 Розрахунок струмів короткого замикання мережі до 1000В
Розрахунок струмів короткого замикання в цехових мережах, тобто
мережах напругою до 1000 В має свої особливості, які регулюються
міждержавним стандартом та керуючими вказівками [16].
При розрахунку струму трифазного КЗ в установках напругою до 1 кВ
варто враховувати не тільки індуктивні й активні опори всіх елементів
короткозамкненого ланцюга, але й активні опори всіх перехідних контактів у
цьому ланцюзі (на шинах, на уведеннях і висновках апаратів, рознімні контакти
апаратів і контакт у місці короткого замикання).
Для обраної ділянки мережі 0,38 кВ розрахункова схема та схема
заміщення схема, що призначені для розрахунку струмів короткого замикання,
приведені на рисунок 8.7.
Активну складову опору трансформатора rтр (Ом) розраховуємо за виразом
ΔР 103
rтр
к.з , (8.28)
3 І2
н.тр
де ΔРкз – потужність к.з трансформатора, кВт;
5,5 103
rтр 0,005 Ом.
3 608,4
Ін.тр– номінальний струм вторинної обмотки трансформатора, А
S
н.тр
І 10 3
н.тр , (8.29)
3 U н
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 94
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
400
І 3
н.тр 10 608,4 А.
3 380
Повний опір дорівнює
U 2
к.з. Uн 103
z тр , (8.30)
100 Sн.тр
4,5 3802 103
z тр 0,0162 Ом.
100 400
Рисунок 8.7 - Розрахункова схема і схема заміщення прямої
послідовності частини мережі 0,38 кВ
Індуктивна складова опору трансформатора хтр (Ом)
х 2 2
тр zтр rтр , (8.31)
х тр 0,0162 2 0,0052 0,0155 Ом.
Визначимо повний опір схеми заміщення до точки короткого замикання К1
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 95
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
2
n m
Z r x
(К1) i i , (8.32)
i1 i1
Z(К1) rтр rав rтс rш rпр 2 х 2
тр хав х тс хш ,
0,0005 0,00014 2
0,00002 0,00003 0,00008
Z(К1) 0,016 Ом.
2
0,0155 0,00008 0,00002 0,000014
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К1 визначаємо за виразом
І(3) U0
к.з.(К1) , (8.33)
3 Z
де U0 – напруга х.х вторинної обмотки трансформатора, В,U .
0=1,4 Uн;
Z – повний опір до точки к.з;
(3) 399
Ік.з.(К1) 18,7 кА.
3 0,016
Для визначення струму к.з, в розрахунковій точці К2, до опорів точки К1
додамо сумарні опори точки К2, згідно виразу
Z(К2) r(К1) rш rав rл rав r 2 2
пр х(К1) хш хав хл хав ,
0,0052 2
0,0001 0,0001 0,0223 0,00017 0,00008
Z
(К2) 0,0148 .
2
0,0155 0,00013 0,00025 0,0000306 0,00065
де активний rл (Ом) і індуктивний хл (Ом) опір кабельної лінії знаходимо за
виразами
l 103
r л
л , (8.34)
γ F
де lл – довжина кабельної лінії, Ом;
γ – провідність матеріалу, (АL=0,032 км/Ом.мм2);
F – поперечний перетин провідника, мм2.
0,005 1000
rл 0,0223 Ом .
32 70
х л l л х 0 , (8.35)
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 96
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
хл 0,005 0,21 0,00105 Ом.
Величину струму к.з, в розрахунковій точці К2 визначаємо за виразом
U
І (3) 0
к.з.(К2) , (8.36)
3 Z (К2)
І(3) 399
к.з.(2) 12,5 кА.
3 0,0148
Таким чином, струм однофазного короткого замикання значно меньше
струмів як трифазного, так і двофазного короткого замикання.
8.5 Захист цехових електричних мереж
Захист електричних мереж напругою до 1 кВ здійснюється згідно глави 3.1
ПУЕ [1].
У цехових мережах можуть виникати наступні ненормальні за струмом
режими роботи:
– збільшення струму внаслідок перевантаження;
– збільшення струму в момент пуску або самозапуску двигунів;
– збільшення струму внаслідок короткого замикання.
Захист від струмів КЗ є обов’язковим для всіх елементів мережі, такий
захист повинен забезпечувати по можливості найменший час вимкнення.
У підрозділі повинно бути ретельно проаналізовано і вказані всі мережі,
що захищаються від перевантаження.
Вказується окремі мережі, у яких забороняється встановлення апаратів
захисту.
Приводяться критерії, за якими допускається відмовлятися від
застосування захисту провідників від перевантаження.
Повинен бути наведений перелік мереж, що згідно ПУЕ мають бути
захищеними від перевантаження, у тому числі силові і освітлювальні мережі,
мережі всередині приміщень (залежно від способу прокладення та
характеристик ізоляції).
8.5.1 Вибір апаратів захисту
Захист кабельних ліній, що живляться РП та окремі електроприймачі, як
правило, здійснюється автоматичними вимикачами.
Умовами їх вибору є вирази
Ін.т.р 1,1 Ір ;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 97
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Ін.е.р 1,25 Іп ;
де Ін.т.р.,Ін.е.р. - номінальний струм відповідного теплового та
електромагнітного розчіплювача, А;
Іп – пікове навантаження, І .
п=(5-7 Ір), А.
При виборі типу вимикача орієнтуємося попередньо на апарати типу ВА.
Ці автоматичні вимикачі, призначені для групового захисту розподільчих
пунктів, мають дві системи захисту — електро-теплову і електромагнітну, та
виконані згідно ГОСТ 14254-96 зі ступенем захисту не нижче ІР30.
Для автоматичних вимикачів, що виконані в стандартіDIN, струм
електромагнітного розчіплювача 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, згідно каталожним даних
обираємо тип апарату, характеристики яких заносимо в таблицю 8.3.
Таблиця 8.3 – Розрахунок та вибір позиційних автоматичних вимикачів 0,4 кВ
І
І , 1,1. І Тип І , н.т.р І ,
Найменування обладнання р р н , н.е.р
А А апарату А А
А
Пересувна завантаж. платформа 6,2 6,8 ВА47-29 63 8 500
В’язальна машина 14,7 16,1 ВА47-29 63 20 500
Зшивальний напіватомат 4 4,4 ВА47-29 63 6 500
Установка вивертання 2,5 2,7 ВА47-29 63 3 500
Ротаційна фарбувальна установка 112,4 123,7 ВА88-32 125 125 1250
Насос гарячої води 8,6 9,5 ВА47-29 63 10 500
Насос холодної води 5,3 5,8 ВА47-29 63 6 500
Вентилятор витяжний 6,2 6,8 ВА47-29 63 8 500
Вентилятор приточний 39,8 43,8 ВА47-29 63 50 500
Термоформовочна установка 58,9 64,8 ВА47-100 100 80 1000
Фасувальна установка 10,7 11,7 ВА47-29 63 12 500
Освітлення 41,6 45,7 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-1 107,24 118 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-2 107,24 118 ВА88-35 250 200 2500
Розподільчий пункт РП-3 9,1 10 ВА47-29 63 13 500
Розподільчий пункт РП-4 13,65 15 ВА47-29 63 16 500
Розподільчий пункт РП-5 9,1 10 ВА47-29 63 10 500
Розподільчий пункт РП-6 29,19 32 ВА47-29 63 50 500
Розподільчий пункт РП-7 73,08 80 ВА47-100 100 80 1000
Розподільчий пункт РП-8 146,16 160 ВА88-33 160 160 1600
Конденсаторна установка 91 100 ВА47-100 100 100 1000
Вибрані, згідно ПУЕ (розділ 1.4.19 – 1.4.22), автоматичні вимикачі
встановлені сталевих шафах силових РП, що знаходяться в безпосередній
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 98
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
близькості від сформованих груп технологічного електрообладнання.
8.5.2 Перевірка мережі на захищеність
Обрані лінії перевіряються за захищеність за умовою:
��сх ∙ ��доп ≥ ��зах ∙ ��зах, (8.37)
де ��сх – поправочний коефіцієнт; для умов цеху ��сх = 1;
��доп – тривалий допустимий струм провідника, А;
��зах – коефіцієнт захисту; для теплового розщіплювача ��зах = 1;
��зах- струм спрацьовування апарату захисту, А.
Для прикладу перевіримо лінію, для якої Ір=33,18 А, Ідоп.л=42 А, Ізах=40 А.
1 ∙ 42 ≥ 1 ∙ 40 А
Таким чином мережа захищена.
8.6 Вибір відпайок трансформатора цехової трансформаторної
підстанції
Оскільки серед електроприймачів цеху, як правило, відсутні
електроприймачі, що значно впливають на якість електроенергії, то обрану
цехову мережі перевіряють на допустимі відхилення напруги у споживачів.
Розрахунки по відхиленню напруги виконуються для режимів мінімальних
та максимальних навантажень.
В режимі максимальних навантажень напруга на зажимах найбільш
віддалених електроприймачів не повинна бути не нижче 0,95 ∙ ��ном. В режимі
максимальних навантажень обмеження йде зі сторони верхньої допустимої
границі напруги. При цьому напруга на шинах ТП не повинна перевищувати
5% номінальної напруги, тобто �� ∙ �� ≤ 5%.
За максимальні беремо максимальні розрахункові навантаження, а за
мінімальні – 30% від максимальних.
Для режиму максимальних навантажень усталене відхилення напруги:
�� ∙ �� = �� − ∆��тр + ��м + ∆��сп ≥ −5, (8.38)
де �� – величина додаткової напруги на регульованих відгалуженнях
трансформатора, %;
∆��тр – втрата напруги в трансформаторі, %;
∑ ��м – сумарна втрата напруги в магістральних лініях до споживача, %;
�� – кількість послідовних магістралей до споживача;
∆��сп – втрата напруги в мережі найвіддаленішого споживача, %;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 99
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
−5% - припустиме усталене відхилення напруги згідно [13].
Знайдемо відхилення напруги до найбільш віддаленого споживача.
Оскільки напруга на затискачах найбільш віддалених споживачів повинна
становити не менше 0,95 ∙ ��ном,формула 5.1. матиме вигляд:
��ном − ∆��т − ∆��л ≥ 95 %, (8.39)
де ∆��т – втрати напруги у трансформаторі. Згідно пункту 4.2.6
пояснювальної записки ��т = 3,28 %;
∆��л – втрати напруги у лінії, що живить споживача:
U 15 5,176,625 1,8 5% U 525 В
1 н
Величину ΔUтр (%) знаходимо за виразом
S
ΔU тр м (U a cos φ U p sin φ), (8.40)
Sн.тр
де Sм - максимальна потужність на вторинній стороні трансформатора, кВ;
Sнтр - номінальна потужність трансформатора, кВА;
100 ΔP
U кз
a - активна складова напруги к.з трансформатора, %;
Sн.тр
U U2
p кз U2
a - реактивна складова напруги к.з трансформатора, %.
608,46
Uтр (1,90,955,20,31)5,17
400
Для режиму мінімальних навантажень відхилення напруги
δ U2 Em кз (ΔUтр ΔUм ) ΔUcп 5%
де кз = 0,3 - коефіцієнт завантаження в режимі мінімальних навантажень;
+ 5 % - припустиме усталене підвищення напруги від Uн=19 В, згідно [4].
U2 150,3 (5,17 6,62)5 6,46 5% U .
н 525 В
Згідно виконаних розрахунків ми маємо можливість пересвідчитись, що
можлива зміна навантаження цехового трансформатора ні як не буде
відображатися на зміні величини потенціалу напруги у найвіддаленішого
споживача.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 00
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
8.7 Вибір типу, конструкції та компоновки трансформаторної
підстанції
В якості трансформаторних підстанцій у цехової мережі зазвичай
використовуються комплектні трансформаторні підстанції КТП різної
модифікації. Це обумовлено тім, що при використанні комплектного
обладнання підвищується якість систем електропостачання, надійність її
роботи, зручність і безпека обслуговування, забезпечується швидке розширення
та мобільність електрогосподарства.
Електромонтаж зводиться лише до встановлення різних комплектних
електроустановок і приєднанню їх до електричних мереж. Застосування
комплектних установок дає значне спрощення будівельної частини
електроустановок, так як непотрібні складні перегородки для камер
електричних апаратів, трансформаторів та іншого обладнання. Приміщення
утворюються простими у будівельному відношенні. Повністю закриті
комплектні установки можна розташовувати безпосередньо у виробничих
приміщеннях без улаштування будівельних оболонок.
На рисунку 8.8 приведена типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування.
Рисунок 8.8 – Типова комплектна трансформаторна підстанція
внутрішньоцехового розташування
Для нашого цеху з урахуванням приведених вище міркувань обираємо
комплектну трансформаторну підстанцію КТПЦ ТОВ «ЕЛІЗ».
Обрана однотрансформаторна підстанція КТПЦ–400/10/0,4 УЗ призначена
для надійного електропостачання промислових об’єктів, має потужність
трансформаторів 400 кВ∙А, з захистом і автоматикою.
Склад підстанції КТПЦ–400/10/0,4–04 У3:
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 01
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Пристрій вводу з боку високої напруги (УВН).
Силовий трансформатор.
Кожух виводів силового трансформатору.
Розподільча установка низької напруги (РУНН), що складається з
наступного обладнання:
шафа вимикача робочого вводу;
шафа секційного вимикача;
шафа ліній, що відходять;
шафа автоматизованої конденсаторної установки;
шафа управління.
Шинна перемичка. Зібрана з вказаних окремих блоків комплектна
трансформаторна може бути виконана як однорядною, так і дворядною. З
врахуванням особливостей цеху, обираємо компактне однорядне виконання.
У складі підстанції використовуються масляні трансформатори серії ТМЗ,
що виготовляється у герметичному гофробаку і не потребує обслуговування на
протязі всього терміну експлуатації. Загальний вид трансформатору серії ТМЗ
приведено на рисунку 8.9.
В таблиці 8.4 приведені основні технічні характеристики
Таблиця 8.4 – Технічні характеристики КТПЦ-400/10/0,4 У3
Найменування параметра Значення
параметра
Потужність силового трансформатора, кВА 400
Номінальна напруга на стороні ВН, кВ 10
Найбільша робоча напруга на стороні ВН, кВ 12
Номінальна напруга на стороні НН, кВ 0,4
Номінальний струм збірних шин ВН, А 100
Номінальний струм збірних шин НН, А 1250
Струм термічної стійкості на протязі 1 с на стороні ВН, кА 20
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 02
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 8.9 – Загальний вид трансформатора серії ТМЗ
Таблиця 8.5 – Класифікація виконання КТПЦ-400/10/0,4 У3
Призначена для встановлення
За типом силового трансформатора
масляного трансформатора типу ТМЗ
За способом виконання нейтралі
З глухозаземленою нейтраллю
трансформатора на стороні НН
За взаємним розташуванням виробів Дворядне виконання
За виконанням високовольтного ввода Через пристрій ПВН
Наявність ізоляції шин в РУНН З ізольованими шинами
За видом оболонок і ступенем захисту ІР31
За способом установки автоматичних
З викотними вимикачами
вимикачів в РУНН
Вимоги стійкості до зовнішнього середовища обраної КТПВ наступні:
температура оточуючого повітря – від мінус 25 до плюс 50 °С;
висота над рівнем моря – не більше 1000 м;
середньорічне значення відносної вологості повітря – 75% при температурі
+15 °С;
оточуюче середовище не вибухонебезпечне, не містить вибухонебезпечного
пилу, агресивних газів в концентраціях, що можуть пошкодити метали та
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 03
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ізоляцію;
верхнє значення відносної вологості повітря – 98% при температурі +25 °С;
атмосферний тиск – від 86,6 до 106,7 кПа.
Шафи високовольтного вводу з вимикачами навантаження NEO ВВ/N10M-
630A призначені для комутації електричних мереж трифазного змінного струму
з ізольованою нейтраллю частотою 50 Гц, з номінальною напругою 6(10) кВ і
застосовуютсья в якості ПВН КТПВ.
ПВН представляють собою металеву оболонку закритого виконання.
Обираю до встановлення ПВН типовиконання ШВВ-3 з встановленим
обладнанням:
вимикачем вакуумним типу NEO ВВ/N10M-630A;
роз’єздувачем типу РВЗ-10/630 У2;
трансформаторами струму типу ТОЛ-10-1.
Для забезпечення безпечної роботи обслуговуючого персоналу силові
шири, що йдуть від ПВН до силового трансформатора, розташовані в коробі,
що закріплений на боковій стінці ПВН. Для локалізації дуги, що виникає при
КЗ в ПВН, в пристрої передбачене вікно, в якому закріплений клапан
зкидування тиску.
Установка конденсаторна для компенсації реактивної потужності УК3-
0,415-60 Т3 призначені для підвищення автоматичного регулювання
коефіцієнта потужності (cos ��) електроустановок промислових підприємств і
розподільчих мереж напругою 0,4 кВ частотою 50 Гц. Установки
забезпечуються заданий cos �� в періоди максимальних та мінімальних
навантажень, а також виключають можливість виникнення режиму генерування
реактивної потужності.
Конденсаторні установки дозволяють:
підтримувати необхідне для споживача значення коефіцієнта потужності
як в автоматичному, так і в ручному режимі в межах 0,8…1 шляхом
підключення/відключення ступенів конденсаторних батарей;
здійснювати моніторинг значення коефіцієнта потужності;
знизити загальні витрати на електроенергію, а також підвищити її якість
безпосередньо в мережах підприємства;
збільшити строк служби елементів розподільчої мережі шляхом
зменшення їх навантаження.
Установки монтуються в напольних шафах одностороннього
обслуговування, що складаються з однієї-двох секції одного габариту та
конструктивного виконання. На лицьовій панелі встановлюється контролер
(регулятор реактивної потужності, ручка вимикача та амперметр).
План КТП наведений на аркуші 7 (Вид і план КТП) графічної частини
випускної кваліфікаційної роботи.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 04
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9 ІНДИВІДУАЛЬНЕ ЗАВДАННЯ– Розробка схеми керування обертами
приводу ротаційної фарбувальної установки
9.1 Загальні відомості про зниження енергозатрат в промисловості
В даний час в світі енергозбереження стало пріоритетним напрямом
технічної політики. Це пов'язано, по-перше, з дефіцитом основних
енергоресурсів, по-друге, із зростаючою вартістю їх здобичі, в третіх, з
глобальними екологічними проблемами, що позначилися останнім часом.
Енергозбереження в будь-якій сфері зводиться по суті до зниження
даремних втрат енергії. Аналіз втрат у сфері виробництва, розподілу і
споживання електроенергії показує, що велика частина втрат (до 90%)
доводиться на сферу енергоспоживання, тоді як втрати при передачі
електроенергії складають лише 9–10%. З цього стає ясно, що основні зусилля
по енергозбереженню повинні бути сконцентровані саме у сфері споживання
електроенергії.
Структуру споживачів електроенергії можна представити таким чином:
електроприводи – 62%, електричний транспорт – 9%, електротермія і
електротехнологія – 8%, освітлення й інші споживачі – 21%.
За даними європейських експертів вартість електроенергії, споживаної
щорічно середнім двигуном в промисловості, майже в 5 разів перевершує його
власну вартість. Очевидно, що за час служби двигуна (десятки років)
енергетична складова несумірно вище за складову, пов'язану з капітальними
витратами, у зв'язку з чим турбота про оптимізацію саме енергетичної
складової є особливо важливою.
Сучасний рівень розвитку силової електроніки, мікропроцесорних засобів
управління і контролю, засобів автоматичного регулювання дозволяє широко
використовувати ці технічні досягнення для вирішення завдань
енергозбереження. Застосування сучасних способів регулювання швидкості
технологічних механізмів у поєднанні з широкими можливостями автоматизації
може забезпечити оптимальне використання енергетичних ресурсів.
З безлічі областей, в яких є потенційна можливість енергозбереження,
можна виділити найбільш важливі і ефективні напрями:
- широке впровадження частотно-регульованих асинхронних електроприводів в
системах водопостачання, водовідведення, опалювання і вентиляції для
регулювання швидкості обертання насосів, вентиляторів, нагнітачів,
повітродувок, компресорів тощо;
- застосування високо динамічних електроприводів змінного струму, а так само
засобів автоматизації в електротермії і в інших енергоємних процесах;
- модернізація підйомно-транспортних механізмів (кранів, підйомників, ліфтів)
шляхом установки частотно-регульованих приводів;
- об'єкти житлово-комунального господарства і промислового комплексу, в
завдання яких входить підтримка заданого рівня рідини в резервуарах
(водорозбірні і очисні споруди тощо);
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 05
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- застосування в електроприводах змінного струму сучасних частотних
перетворювачів з вбудованою функцією оптимізації енергоспоживання.
Високу ефективність впровадження частотно-регульованого
електроприводу можна отримати при використанні його в насосних,
вентиляторах, нагнітальних установках (у тому числі й фарбувальних).
Фізичну природу зниження енергоспоживання проілюструємо на
прикладі вентиляторів. Більшістю вентиляторів є відцентрові машини. На
рисунку 9.1 приведена типова характеристика відцентрового вентилятора –
залежність вихідного тиску H від потоку (витрати) повітря Q.
Рисунок 9.1 - Характеристики вентилятора і системи при регулюванні
шибером
Вона залишається незмінною при постійній частоті обертання
вентилятора. Тут же представлена характеристика системи вентиляції (крива 1).
Вона показує, який тиск потрібний від вентилятора для забезпечення
необхідного потоку повітря і покриття всіх втрат в системі.
Точка перетину двох кривих є фактичною робочою точкою системи.
Зазвичай продуктивність вентилятора змінюється установкою шибера на
виході. Вихідні шибери впливають на характеристику системи, збільшуючи
опір потоку повітря.
На рисунку 9.1 показано декілька характеристик системи при різних
положеннях шибера (крива 1 відповідає повністю відкритому шиберу). Відомо,
що потужність, споживана з мережі двигуном турбомеханизму, пропорційна
тиску і витрати, тобто пропорційна площі прямокутника, одна з вершин якого
співпадає з робочою , а протилежна – з початком координат. З рисунка 9.1
видно, що зміна продуктивності вентилятора впливає на споживання енергії
трохи.
Зміна частоти обертання вентилятора приводить до зміни його
характеристики, як це показано на рисунку 9.2.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 06
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.2 - Характеристики вентилятора і системи при регулюванні
частоти обертання
Тут криві 2 і 3 відповідають зниженій частоті обертання. З рисунка видно,
що зниження частоти обертання вентилятора приводить до переміщення
робочої точки уздовж характеристики системи і істотного зниження витрати
електроенергії при тих же витратах, що і на рисунку 9.1.
Аналогічні криві можна побудувати і для відцентрових насосів. Тут зміна
продуктивності зазвичай здійснюється дросельними заслінками на виході
насоса. На рисунку 9.3 представлений порівняльний графік потужності,
споживаної насосом, залежно від витрати при регулюванні дроселюванням і
частотному регулюванні. Різниця між значеннями цими кривими при заданій
витраті дозволяє визначити економію енергії при частотному регулюванні в
порівнянні з регулюванням дросельною заслінкою.
Рисунок 9.3 - Залежність споживаної потужності від витрати
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 07
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Електроприводи турбомеханізмів споживають не менше 20-25% всієї
електроенергії, що виробляється, і в більшості випадків залишаються
нерегульованими, що не дозволяє отримати режим раціонального
енергоспоживання і витрати води, пара, повітря і так далі при зміні
технологічних потреб в широких межах. Силове устаткування вибирається на
максимальну продуктивність, насправді ж його середньодобова завантаженість
може складати близько 50% від номінальної потужності.
Значне зниження моменту навантаження при зниженні швидкості
обертання приводного двигуна, характерне для даних механізмів, забезпечує
істотну економію електроенергії (до 50%) при використанні регульованого
електроприводу і дозволяє створити принципово нову технологію
транспортування води, повітря і так далі, що забезпечує ефективне
регулювання продуктивності агрегату. Крім того, підтримка в системі
мінімально необхідного тиску приводить до істотного зменшення
непродуктивних витрат продукту, що транспортується, і зниження аварійності
гідравлічних і пневматичних мереж.
Досвід застосування частотно-регульованих електроприводів показує, що
можна заощадити до 25% води, що також дає значну економію експлуатаційних
витрат.
В цілому, застосування частотно-регульованого асинхронного
електроприводу в насосних і вентиляторах установках дає наступні переваги:
- економія електроенергії до 60%;
- економія продукту, що транспортується, за рахунок зниження
непродуктивних витрат до 25%;
- зниження аварійності гідравлічної або пневматичної мережі за рахунок
підтримки мінімально необхідного тиску;
- зниження аварійності мережі і зниження аварійності електроустаткування
за рахунок усунення ударних пускових струмів;
- зниження рівня шуму, що створюється технологічним устаткуванням;
- зручність автоматизації;
- зручність і простота впровадження.
Оптимізація енергоспоживання в частотно-регульованому приводі.
Частотно-регульований електропривод має вбудовані функції оптимізації
енергоспоживання. Суть полягає в гнучкішому управлінні напругою двигуна
при зміні навантаження, що дозволяє в деяких режимах додатково заощадити
до 30% споживаної електроенергії за рахунок зниження втрат в двигуні. Режим
енергозбереження особливо актуальний для механізмів, які частина часу
працюють із зниженим навантаженням. Прикладом можуть служити конвеєри,
насоси, вентилятори і тому подібне. Враховуючи той факт, що у багатьох
випадках асинхронні двигуни вибираються з істотним запасом по потужності і,
отже, часто працюють з неповним навантаженням, можна чекати високої
ефективності широкого використання енергозбережних перетворювачів
частоти.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 08
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
9.2 Розробка схеми керування приводу ротаційної фарбувальної
установки
В процесі фарбування в’язаного полотна чи виробу досить важливими є
швидкість переміщення матеріалу, що фарбується крізь ванну з фарбою та
температура фарбую чого розчину. Для кожного типу нитки, з якого зв’язано
полотно чи виріб ми встановлювали певний температурний режим.
Дотримання сталої температури всього розчину досить складний та
відповідальний процес, пов'язаний з виникненням браку продукції. Тому ми
вирішили змінити стандартне ступінчасте регулювання швидкості проходження
полотна на плавне. Таке нововведення дасть нам змогу оптимально
збалансувати показник температури фарбую чого розчину з швидкістю
переміщення полотна. Результатом цього є майже стовідсоткове уникнення
браку при фарбуванні.
Схема зниження енергозатрат за рахунок оптимального керування
частотою роботи асинхронних двигунів фарбуючих установок забезпечує
високу чутливість і перешкодостійкість, зручне управління режимами роботи.
Наявність гальванічної розв'язки по ланцюгах живлення і управління
асинхронним двигуном роблять її надійною і безпечною в роботі. Оптронная
система синхронізації з частотою мережі дозволяє уникнути комутаційних
перешкод. Слід враховувати, що схема з використанням мікроконтролеру є
диференціальною, тобто напруга на її виході пропорційна напрузі на керуючих
виходах мікроконтролера. При цьому, максимальна частота комутації
навантаження 12,5 Гц, струм навантаження до 0,1 А, а використання
додаткового симісторного ключа дозволяє підняти цей струм до 1200 А при
напрузі ~ 380 В.
Функціональна блок-схема пристрою.
На рисунку 9.4 представлена функціональна блок-схема зниження
енергозатрат фарбуючих установок.
Зовнішній
інтерфейс Індикатор 380 В; 50 Гц
220 В; 50 Гц
Блок часозадаючого
Блок живлення
генератора Мікроконтролер Силовий блок M1
Рисунок 9.4 - Блок-схема зниження енергозатрат фарбуючих установок
Розроблювана схема має послідовно-розгалуджуваний вигляд і містить
такі блоки:
- блок живлення, основне призначення якого – живлення схеми керування
оптимальним режимом роботи асинхронних двигунів стабілізованою напругою
+9 В;
- блок часозадаючого генератора схеми, який призначений для генерування
періодичного сигналу, що визначає частоту роботи мікроконтролера схеми для
узгодження її з частотою силового блоку;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 09
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- мікроконтролер – призначений для управління схемою зниження
енергозатрат за рахунок оптимального керування частотою роботи
асинхронних двигунів, робота із зовнішнім інтерфейсом, який дозволяє
обмінюватися інформацією з промисловими компьютерами за протоколом
Х.СОМ 8 та індикація режиму робти на рідкокристалічному дисплеї;
- силовий блок, що керує робочою частотою асинхронних двигунів
фарбуючих установок в залежності від сигналу з мікроконтролера.
Опис електричної принципової схеми.
Принципова електрична схема зниження енергозатрат зображена на
рисунку 9.5.
DD2
C9 R20
4 40 37
XCK CT2 ADC0
R16
3 41
Int2 ADC1 36
1 43
DD1 Os0
C2 C4
1 16 5 44 R21 R22
c1+ Vcc XS1 SS
HL1 HL4 DD3
2
v+ 15 1 6 1 6 8
Gnd Gnd Mosi SCL 19 SCL Vcc
3 7 2 5
c1- 14 13
i10 2 _TW 20
Misd SDA SDA VBA
C5
HL2 HL5 4 8 3 1
c2+ 13 3 7
r1i _RW SCK X1 SQW
5 12 9 2
c2- r10 23 9
Rxd TD0 X2 4
Gnd
C6
6
v- 11 10 ZQ2
i11 24 10
Txd TD1
R24
HL3 HL6 11 25 11
Int0 TD2
13 5
Osc1 Vcc
2 4 17
RES Vcc
7
XT2 Vcc 38
C11
R1 5 27
XT1 AVcc
R6 ZQ1 C10
VT1 6 29
GND ARef
R23
HG1 18
GND 28
GND
LCD 43
BKL2 39
GND ICP 15
42
BKL1
41 8
D7
40 7
D6
39 6
D5
D4 8 5 R2 R4
33 4
E
32 3 380В 50Гц
R/W А
31 2
RS В
30 1
0V R3 R5 С
Vcc 29
0
28
Gnd
R17
QF1
R7
11
VT2 VS1
U1
VS4
R13
R10
DA1
VS5
1 in out 3
GND R18
2
R8
C1 + C3 C7 C8 + 10
VT3 VS2
U2
R14
R11
VD1
VS6
R19
T1
R9
9
VT4 VS3
FU1 U3
R15
R12
220В 50Гц
M1
Рисунок 9.5 – Принципова електрична схема зниження енергозатрат
Змінна напруга +9 В з частотою мережі (50 Гц), що знімається з
вторинної обмотки трансформатора Т1, через інтегральний стабілізатор
напруги поступає на вхід часозадаючого генератора виконаного на інтегральній
схемі DD3, на виводах 5 та 6 якого утворюються синхронізуючі імпульси,
фронт яких за часом обмежується моментами переходу мережевої напругичерез
нуль, а період формується кварцовим генератором ZQ2.Далі ці імпульси
поступають на часостабілізуючі виводи 19, 20 мікроконтролера DD2, який на
основі сигналів, що поступають ззовні за протоколом Х.СОМ 8 через роз‘єм
XS1 та інтерпретовані у службові команди мікроконтролера за допомогою
спеціалізованої мікросхеми-інтерфейсу DD1, а також з використанням
записаних у внутрішню пам‘ять мікроконтролера мікропрограм керування
режимом роботи керованих пристроїв, формує відповідні керуючі сигнали.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 10
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Для управління навантаженням використовується трьохкаскадна схема
(для керування кожною з трьох фаз живлення асинхронного електродвигуна
окремо) основними елементами якої є симісторні оптрони U1-U3, включені
послідовно в симісторний ключ VS1 (VS2, VS3). Максимальний комутований
струм в такому варіанті використання додаткового симісторного ключа
дозволяє підняти цей струм до 120 А при напрузі ~ 380 В.
Функції відображення режимів роботи схеми та управляючих символів
реалізовані на основі рідкокристалічного індикатора HG1. Світлодіодна панель,
яка складається двох послідовно включених лінійок світлодіодів HL1-HL6
призначена для підсвітлення РКІ. Синхронізація підсвітлення РКІ та
світлодіодної панелі реалізується на однокаскадному транзисторному
підсилювачі VT1-R6.
Живлення низьковольтної частини пристроюздійснюється від
двохполярного стабілізатора напруги ±9 В, зібраного на елементах DA1, С1, С3,
С7, С8. Для управління оптронами U1-U3 використовується напруга +9В.
9.3 Розрахунок каскадів керування оптопарою
Для розрахунку параметрів каскаду керування оптопарою розглянемо
еквівалентну схему, рисунок 9.6.
Коефіцієнт α зв’язаний з фізичними характеристиками за формулами:
h12e h 21e ,
1 h 21e
r e ( )
де h 21e
r к R н – коефіцієнт підсилення транзистора за
r к (1 ) r e R н
схемою із спільним емітером .
Рисунок 9.6 – Еквівалентна схема каскаду із спільним емітером: Rвндж
– внутрішній опір джерела сигналу; Евх – ЕРС джерела сигналу; α –
коефіцієнт передачі струму емітера
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 11
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розрахункові формули для каскаду з спільним емітером:
r e (r к R н)
R вх r i ,
r к (1 ) r e R н
r к r e
К і ,
r к (1 ) r е R н
(r к r e) r н
К и ,
r е (r к R н) r б (1 )r к r e r н
(r к r e)R н
К е ,
r е (r к R н) (R вндж. r б) (1 )r к r е R н
r к r e
R вих r к (1 ) r е 1 .
r e r б R u
де rб = 400 Ом; rе = 25 Ом; rк = 106 Ом; α = 0,98 - типові значення для
транзисторів типу КТ972А.
Із міркувань мінімального навантаження транзисторів Ru = 20 кОм, а
Rн складається з прямого опору світлодіода оптопари і додаткового резистора
R. Прямий опір світлодіода не перевищує 100 Ом, а із міркувань прямого
струму 6 мА, R= 2 кОм. Виходячи з цього, Rн = 2100 Ом.
В результатів розрахунків маємо значення:
25 (106 2100)
R вх 400 1532,3 Ом;
106 (1 0,98) 25 2100
0,98 106 25
К і -44,3;
106 (1 0,98) 25 2100
(0, 98 106 25) 20
К и = -60,7;
25 (106 2100) 400 (1 0,98) 106 25 20
(0,98 106 25) 2100
К е = -4,3;
25 (r к 2100) (100 400) (1 0,98) 106 25 2100
6 0, 98 2100 25
R вих 10 (1
0, 98) 25 1 = 21224,5 Ом.
25 400 20
Далі проводимо розрахунок елементів принципової схеми каскаду
(рисунок 9.7).
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 12
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Рисунок 9.7 – Схема принципова електрична каскаду
Головним чином, в даній схемі дестабілізуючий параметр – температурна
нестабільність.
Коефіцієнт температурної нестабільності:
1
SТ ,
1 D
1 1
1
B
де D – коефіцієнт.
1 R3
D ;
R2 R2
B – коефіцієнт передачі струму бази. Для наших транзисторів
В = 50...350, приймаємо В = 100.
Спільна нестабільність колекторного струму при зміні температури
переходу транзистора від 20ºС до 40ºС, ΔВ/В ≈ 0,1; Е = ΔUбе/1ºС ≈ 2,5мВ/ºС
обчислюється так:
Т В
Iк
SТ Ік0 (Іб0 І
к0) ,
R e R б В
де Ік0 – зворотній струм колектора;
Іб0 – зворотній струм бази.
В результаті розрахунків при R1 = 20 кОм, R2 = 1 кОм і при Rн = R3 + Rcbd
= 2,1 кОм, маємо:
1 2,1
D 3,1;
1 1
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 13
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
1
SТ 3,2 ;
1 3,1
1
1
1
100
1, 35
Iк 3, 2 0, 01 (0, 02 0, 015) 0,1 0, 0855 А,
25 400
що є задовільно, оскільки ST < (3...5). В іншому випадку необхідно було б
зменшувати R1, R2 та R3.
Таким чином, в результатах проведених розрахунків було проведено
розрахунок каскадів керування оптопарами. При цьому необхідно пам’ятати,
що R2 шунтує вхідний, а R3 – вихідний опори і переходить межі розрахунку.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 14
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
10 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ ЕЛЕМЕНТІВ СЕП
ПРОМИСЛОВОГО ПІДПРИЄМСТВА – Розрахунок вартості монтажу
повітряної лінії електропостачання фабрики
До початку робіт по споруді повітряних ліній електропередач (ПЛЕ)
повинні бути виконані наступні роботи: отримані дозволи на ведення робіт по
трасі ПЛЕ, включаючи території лісових масивів і сільськогосподарських угідь;
підготовлені тимчасові приміщення для розміщення монтажних бригад і
ділянок виконробів; організовані тимчасові бази для складування матеріалів;
перевірені стани доріг, мостів і під'їзних шляхів до траси ПЛЕ, при
необхідності споруджені тимчасові під'їзні дороги; розчищена смуга землі
уздовж траси, а в лісовій місцевості влаштовані просіки; здійснений
передбачений проєктом знос будівель, що знаходяться на трасі ПЛЕ або
поблизу неї і що перешкоджають проведенню робіт; виконаний виробничий
пікетаж - установка уздовж траси ПЛЕ пікетів, що відзначають майбутні місця
установки опор.
Як опорні конструкції ПЛЕ обираємо анкерно-кутові одноцепні
залізобетонні опори з відтяжками ПЛ 35-220 кВ, які розраховані на
застосування на відкритих рівних або малопересічених ділянках місцевості, в
умовах I-IV ожеледних районів Європи при напору вітру до 0,6 кПа.
Визначимо кількість опор ПЛ 110 кВ:
L
Nоп ,
l
де L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 65 км.;
l – довжина прольоту між опорами; для опор ПЛ 35-220 кВ за умови
захисту одиночних проводів і тросів від вібрації l = 80 м [21].
65000
Nоп 813 опор.
80
Витрати на придбання даних опор складає:
Cоп Nоп C1 ,
де С1 – вартість однієї опори ПЛ 35-220 кВ з шістьма ізоляторами; С1 =
31750 грн.
Cоп 813 31750 22812750 грн.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 15
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Вартість постійного відведення землі приймається з урахуванням
розрахункових значень площівідведення під опори ПЛЕ і вартості землі.
Витрати на освоєння нових земель під установку ПЛЕ замість тих, що
вилучаються із сільськогосподарських угідь складає:
Cо.н.з Cн.з S Nоп ,
2
де Сн.з – вартість 1 м відчужених від сільськогосподарських потреб під
установку ПЛЕ земель; С 2
н.з = 380 грн/м ;
S – площа земельної ділянки, відведеної під кожну опору; S = 1,75 м2.
Cо.н.з 380 1,75 813 540645 грн.
В процесі установки опор ПЛЕ необхідно влаштувати тимчасові бази для
зберігання матеріалів в районі проходження траси ПЛЕ. Перевезення опор на
трасу ПЛЕ здійснюється спеціальними стволовозами. Розвантаження опор і
барабанів з дротом виконується підйомними кранами. Постачання будівельної
техніки на трасу ПЛЕ здійснюється своїм ходом.
Витрати на транспортування і зберігання матеріалів в процесі установки
опор знаходиться так:
Cтр,хр n1 Cоп ,
де n1 – коефіцієнт, який враховує витрати на транспортування і зберігання
матеріалів при прокладці ПЛЕ; n1 = 0,45 [21].
Cтр.хр 0,45 22812750 10265737,5 грн.
Залізобетонні опори встановлюються без фундаментів. Котловани для
залізобетонних опор розробляються спеціальними буровими машинами.
Діаметр котловану повинен перевищувати нижній діаметр (розмір) стійки
опори на 5...10 см. Розробка котлованів і установка в них опор проводиться
підрядною будівельною організацією [21]: кількість зайнятих людей для цих
робіт: n = 70 люд. для яких продуктивність праці в зміну: П = 28 опор/зміну;
трудомісткість роботи 0,72 люд.-днів; робота машин – 0,21 машино-змін;
вартість підряду: Спод.ч = 1100 грн/люд.-днів; Спод.м = 1650 грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на установку опор ПЛЕ:
N
C оп
под n 0,72 Cпод.ч 0,21C
П под.м ;
813
Cпод 70 0,72 1100 0,211650 231400010,25 грн.
28
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 16
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Укрупненівартісні показники ПЛЕ складені з урахуваннямвикористання
сталеалюмінієвих проводів марки АС-70 визначаються
CВЛ C1 L n ,
де С1 – вартість одного погонного метру дроту марки АС-70; С1 = 60,85
грн/м;
L – відстань від точки введення з системи електропостачання до ввідної
підстанції підприємства; L = 65 км.;
n – кількість ліній подачі у ПЛЕ; n = 4.
CВЛ 60,85 65000 4 15821000 грн.
Монтаж дротів (тросів) виконується окремо на кожній ділянці ПЛЕ,
обмеженій двома найближчими анкерними опорами (анкерному прольоті), і
складається з наступних основних операцій: розкочування дротів, включаючи
їх з'єднання і підйом на опори; натягнення дротів з регулюванням стріли
провисання; кріплення дротів до ізоляторів опор.
Монтаж дротів також проводиться підрядною організацією [21]: кількість
зайнятих людей для цих робіт: n = 24 люд. для яких продуктивність праці в
зміну: П = 48 прольотів/зміну; трудомісткість роботи 0,76 люд.-днів; робота
машин – 0,19 машино-змін; вартість підряду: Спод.ч = 1800 грн/люд.-днів;
Спод.м = 1650 грн/машино-змін.
Тоді, вартість підряду на монтаж дротів ПЛЕ:
N
C оп
подВЛ n 0,76 Cпод.ч 0,19 C
П под.м ;
813
CподВЛ 24 0,76 1800 0,19 1650 683529,75 грн.
48
Після закінчення всіх монтажних робіт на опори ПЛЕ на висоті 2... 3 м
наносяться наступні знаки: порядкові номери опор; номер ПЛЕ або її умовне
позначення; інформаційні знаки з вказівкою ширини охоронної зони;
попереджувальні плакати на всіх опорах в населеній місцевості.
При безвідмовній роботі ПЛЕ під навантаженням протягом доби
приймальна комісія оформлює акт передачі ПЛЕ в експлуатацію. Дата
підписання цього акту членами приймальної комісії вважається датою введення
ПЛЕ в експлуатацію. Лінія переходить у ведення замовника, приймається на
баланс експлуатуючою організацією, яка отримує всю технічну документацію і
несе подальшу відповідальність за лінію.
Вартість роботи приймальної комісії [21]: Сп.к = 12750 грн.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 17
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
11 ОХОРОНА ПРАЦІ
11.1 Аналіз умов праці, шкідливих та небезпечних факторів, які
діють на дослідника, який працює в лабораторії
Проєктування системи електропостачання підприємства проводиться в
лабораторному приміщенні, що повинно відповідати санітарно-гігієнічним
нормам за розмірами, мікрокліматом, чистотою повітря, освітленням, кількістю
робочих місць.
Дослідницька лабораторія розташована на третьому поверсі
п’ятиповерхового цегляного будинку. Приміщення лабораторії має прямокутну
форму, що є найбільш доцільним з точки санітарно-гігієнічних норм на
освітлення та природну вентиляцію.
Розміри лабораторії: довжина 12 м, ширина 6 м, висота 3,5 м. Площа
приміщення складає 72 м2, об’єм 252 м3. В лабораторії працює 6 робітників.
Отже на кожну людину приходиться площа – 12 м2, а об’єму приміщення 42 м3,
що відповідає ДБН В.2.2.28-2010. Роботи, що проводяться у лабораторії,
належать до категорії легких робіт Iа з енергозатратами до 172 Дж/с.
Конструкція робочого місця забезпечує оптимальне положення працюючого
відповідно ДСТУ 8604:2015. Висота робочої поверхні при цьому дорівнює 735
мм. Конструкція регулюємого крісла працівника відповідає вимогам ДСТУ
7951:2015 та підбирається у відповідності зі зростом працівника. Лабораторія
обладнана побутовими меблями.
Згідно ДСН 3.3.6.042-99, окремо для двох періодів року, визначаємо
оптимальні і допустимі значення температури, відносної вологості та швидкості
руху повітря для категорії важкості роботи Іб. При цьому враховуємо, що
верхня і нижня межа діапазону допустимої температури визначаються у
залежності від того, постійне робоче місце чи непостійне. В нашому випадку –
постійне.
Для підтримки нормальної працездатності у приміщенні підтримується
температура у зимовий час року 21 – 22 С, а у літній 22 – 24 С, відносна
вологість повітря 40–60 %, швидкість руху повітря не більше 0,2 м/с, що
відповідає ДСН 3.3.6.042 - 99.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в холодний період року:
- оптимальне значення температури 21-23°С;
- допустиме значення температури 21-25°С;
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1м/с;
- допустиме значення швидкості руху повітря ≤0,1 м/с.
Нормовані величини температури, відносної вологості і швидкості руху
повітря в робочій зоні виробничого приміщення в теплий період року:
- оптимальне значення температури 23-25°С;
- допустиме значення температури 22-28°С;
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 18
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
- оптимальне значення відносної вологості 40-60%;
- оптимальне значення швидкості руху повітря 0,1 м/с;
- допустиме значення швидкості руху повітря 0,1-0,2 м/с.
У холодний час року система водяного опалення компенсує втрати тепла
через будівельні конструкції, а також нагріває проникаюче у приміщення
холодне повітря. Система опалення відповідає ДБН В.2.5.67-2013.
Необхідний стан повітря забезпечується за допомогою природної
вентиляції (зміна повітря проводиться через вікна, кватирки, двері) відповідно
ДБН В.2.5.67-2013. Джерел подразнюючих чи токсичних, горючих чи
вибухонебезпечних речовин у лабораторії немає. Повітря робочої зони
відповідає вимогам ДСТУ-Н Б А.3.2-1:2007.
Освітлення лабораторії виконується двома способами: природним – через
бокові вікна чи штучним, за допомогою люмінесцентних ламп. Штучне
освітлення призначене для освітлення робочих місць у темний час доби, чи при
недостатньому природному освітленні. У відповідності з ДБН В.2.5-28-2018
розряд зорової роботи працівника лабораторії – середньої точності. Найменший
розмір об’єкту роздивляння 0,5-1 мм. Відповідно розряд та підрозряд зорової
праці – В. Норма штучного освітлення Ен = 300 лк. Нормоване природне
освітлення (КПО) ен = 1,8 %.
Нормативний рівень природного освітлення забезпечується крізь 5
віконних отворів розміром 1,51,8 м. Нормативний рівень штучного освітлення
підтримується за допомогою 15 світильників ЛПО-02 з люмінесцентними
лампами ЛБ-65.
Джерел підвищених рівнів шуму в лабораторії не існує. Рівні звукового
тиску у лабораторії не перевищують допустимі згідно ДСН 3.3.6.037-99.
Джерела вібрації, ультразвуку, інфразвуку у лабораторії відсутні.
При проведенні робіт в лабораторії використовується різноманітна РЕА,
що живиться від мережі напругою 220 В, 50 Гц. Приміщення лабораторії
відноситься до категорії приміщень без підвищеної небезпеки ураження
працівників електричним струмом. В лабораторії періодично проводиться
перевірка справності електроустаткування. У ході роботи у лабораторії можуть
утворюватися заряди статичної електрики, яка утворюється на поверхні
діелектричних та напівпровідникових речовин, матеріалів виробів чи на
ізольованих провідниках. Одним з основних засобів захисту від ураження
електричним струмом чи зарядом статичної електрики повинна бути система
захисного заземлення (згідно вимогам НАОП 1.4.32-2.94-78 «Заземлення.
Загальні технічні вимоги. Конструкція і розміри елементів заземлення» та
ДСТУ Б В.2.5-82:2016). Електричні кабелі і дроти ізольовані. Розетки і
вимикачі винесені на розподільчий щиток з автоматичними вимикачами.
Джерел іонізуючих випромінювань у лабораторії немає.
У відповідності з ДСТУ Б В.1.1-38:2016 лабораторія відноситься до
категорії В – пожежонебезпечне, тому що в ній є тверді горючі речовини і
матеріали (папір, дерево, пластик) здатні тільки горіти, але не вибухати.
Пожежонебезпечні зони приміщення лабораторії відносяться до класу П-IІа
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 19
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
згідно ДНАОП 0.00-1.32-01. Лабораторія обладнана системою пожежної
сигналізації з автоматичними оповіщувачами типа ИП-105 в кількості 8 шт.
відповідно ДБН В.2.5.56-2014. Для гасіння пожежі в лабораторії існує
порошковий вогнегасник ВП-5у, який знаходиться у місці вільного доступу. В
лабораторії біля виходу знаходиться план евакуації персоналу при пожежі. Час
евакуації з будинку становить 1,25 хв. Ширина виходу з лабораторії на
східцевий майданчик становить 1,8 м, відповідно ДБН В.1.1.7-2016.
За результатами аналізу умов праці в приміщенні лабораторії, можливо
зробити висновок, що для забезпечення безпеки працюючих від ураження
електричним струмом необхідне розробити систему захисного заземлення.
11.2 Розрахунок системи захисного заземлення
Захисним заземленням називається навмисне електричне зєднання із
землею металевих неструмопровідних частин, які можуть бути під напругою.
Принцип дії захисного заземлення – зниження напруги між корпусом, який
опинився під напругою, та землею до безпечного значення. Якщо корпус
електрообладнання не заземлений і він опинився в контакті з фазою, то дотик
до такого корпусу рівносильний дотику до фази. В цьому випадку струм, який
проходить крізь людину може досягти небезпечних значень.
Заземлювальним пристроєм називають сукупність конструктивно
об'єднаних заземлювальних провідників та заземлювача. Заземлювач - це
провідник або сукупність електрично з'єднаних провідників, які перебувають у
контакті із землею, або її еквівалентом.
Складові частини заземлювальних пристроїв (заземлювачі, заземлювальні
провідники, головні заземлювальні шини) повинні бути вибрані і змонтовані
так, щоб:
- надійно і довго служити для виконання вимог до захисту від ураження
електричним струмом;
- протікання через них струмів, що зумовлені замиканнями на землю, та
струмів витоку не створювали небезпеки (термічної, термомеханічної,
електромеханічної, ураження електричним струмом);
- забезпечити виконання вимог до заземлювальних пристроїв
функціонального і (або) блискавкозахисного заземлення, якщо
використовується спільна система заземлення. У цьому випадку, насамперед,
повинні бути виконані вимоги до захисного заземлення.
Визначати характеристики заземлювального пристрою слід з урахуванням
конкретних умов експлуатації (зокрема, параметрів ґрунту і сезонних змін
питомого опору шарів землі через висихання та промерзання ґрунту, що
властиві для найбільш несприятливих погодних умов місцевості, в якій
розміщений даний заземлювальний пристрій).
Якщо при виконанні заземлювального пристрою застосовуються
провідники із різних матеріалів, треба враховувати можливість електролітичної
корозії.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 20
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
При спорудженні заземлювального пристрою можуть бути використані:
а) природні заземлювачі:
- металеві і залізобетонні конструкції будинків та споруд, які знаходяться в
контакті із землею, в тому числі залізобетонні фундаменти, які мають
гідроізоляційні покриття, в неагресивних, слабоагресивних та
середньоагресивних середовищах;
- свинцеві оболонки прокладених у землі кабелів, а також інші довговічні
металеві покриття кабелів, з яких забезпечено стікання струму замикання у
землю;
- інші провідні частини, які розміщені в землі і забезпечують виконання
вимог, наприклад, обсадні труби артезіанських колодязів, свердловин, шурфів;
б) штучні заземлювачі:
- стержні, штаби, профіль, канати тощо;
- металеві ґратчасті конструкції, що укладаються у фундамент будинків та
споруд під час будівництва (фундаментні заземлювачі).
Заземлювач може вважатись таким, що відповідає вимогам захисного
заземлення, тільки в разі неможливості повного або часткового його демонтажу
(навіть тимчасового) без відома персоналу, який експлуатує електроустановку.
Залізобетонна конструкція, наприклад, фундамент будинку або споруди,
може розглядатися як провідна частина, що придатна до виконання функцій
заземлювача захисного заземлення, якщо виконуються такі умови:
- принаймні близько 50% вертикальних і горизонтальних стержнів сталевої
арматури з'єднані між собою зваркою або надійно зв'язані дротом;
- вертикальні стержні сталевої арматури з'єднані між собою зваркою або
надійно зв'язані дротом;
- забезпечена електрична безперервність з'єднань сталевої арматури
кожного блоку збірного залізобетону з арматурою суміжних блоків;
- сталева арматура залізобетону не є попередньо напруженою.
У разі використання залізобетонного фундаменту будинку або споруди як
природного заземлювача рекомендується шляхом зварювання з'єднувати в
єдину систему сталеву арматуру фундаменту і елементи суміжних будівельних
конструкцій будинку (споруди), такі як сталеву арматуру залізобетонних колон
та металеві колони.
Не можуть розглядатися як заземлювачі такі провідні частини:
- труби опалення, гарячого і холодного водопостачання, каналізації;
- алюмінієві оболонки і броня кабелів.
Не допускається використовувати як заземлювачі труби горючих рідин і
горючих або вибухонебезпечних газів та сумішей.
Матеріал і розміри заземлювачів повинні забезпечувати стійкість
заземлювачів до корозії і їх механічну міцність.
Кількість заземлювачів, їх розміщення і габаритні показники повинні
забезпечувати виконання вимог до опору заземлювального пристрою.
Як штучні слід використовувати, як правило, заземлювачі із сталі (чорної,
з цинковим чи мідним покриттям, нержавіючої) або міді.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 21
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Розміри штучних заземлювачів повинні бути не меншими наведених у
таблиці 11.1.
Таблиця 11.1 - Мінімальні розміри штучних заземлювачів
Мінімальні розміри
Характерист
Матеріал
ика покриття Товщин
заземлю- Тип заземлювача Діамет Перері Товщи
поверхні а
вача р, з, -на,
заземлювача 2 покрит
мм мм мм
тя, мкм
Круглий для
глибокого 16 - - -
занурення
Круглий для
Сталь занурення
Без покриття 10 - - -
чорна поблизу від
поверхні землі
Прямокутна штаба - 100 4 -
Профіль - 100 4 -
Труба 32 - 3,5 -
Круглий для
глибокого 16 - - 70
Гарячеоцинк занурення
оване Круглий для
Сталь з
покриття та занурення
покриття 10 - - 50
нержавіюча поблизу від
м і
сталь без поверхні землі
нержа-
покриття Прямокутна штаба - 90 3 70
віюча
Профіль - 90 3 70
сталь
Труба 25 - 2 55
Електролізне Круглий для
мідне глибокого 14 - - 250
покриття занурення
Круглий дріт для
занурення
- 25 - -
поблизу від
поверхні землі
Мідь Без покриття
Прямокутна штаба - 50 2 -
Багатодрітний
1,8 25 - -
канат
Труба 20 - 2 -
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 22
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Штучні заземлювачі слід застосовувати:
- у разі відсутності придатних для цілей заземлення природних
заземлювачів;
- як додаток до придатних для цілей заземлення природних заземлювачів,
якщо останні не можуть забезпечити виконання вимоги до опору
заземлювального пристрою, або для зниження до прийнятної величини густини
струму, що протікає через них (наприклад, через арматуру залізобетонного
фундаменту).
У разі застосування штучних заземлювачів у місцях із великим питомим
опором землі для забезпечення ефективності заземлювального пристрою
можуть вживатися такі заходи:
- занурення у землю вертикальних заземлювачів підвищеної довжини,
якщо значення питомого опору нижніх шарів землі менше, ніж верхніх;
- улаштування виносних заземлювачів, якщо поблизу електроустановки є
місця із меншим питомим опором землі;
- укладання у траншеї навколо горизонтальних заземлювачів, які
розміщені у скельових структурах, вологого глинистого ґрунту з наступним
трамбуванням і засипанням щебеню доверху траншеї;
- застосування штучної обробки ґрунту з метою зниження його опору.
Траншеї для горизонтальних заземлювачів повинні заповнюватися
однорідним ґрунтом, який не містить щебеню і будівельного сміття.
По розташуванню заземлювачів відносно заземлених корпусів заземлення
поділяють на виносне та контурне.
Виносне заземлення. Заземлювачі розташовують на деякому віддаленні
від заземлює мого обладнання. Тому заземлені корпуса знаходяться зовні поля
розтікання струму на землі, і людина, яка доторкається до корпуса, попадає під
повну напругу відносно землі. Виносне заземлення захищає тільки за рахунок
малого опору заземлювача.
Контурне заземлення. Заземлювачі розташовують по контуру навколо
заземленого обладнання на невеликої відстані один від одного. Поля
розтікання заземлювачів накладаються, і будь-яка точка поверхні ґрунту
всередині контуру має значний потенціал. Внаслідок цього різниця потенціалів
між точками, що знаходяться всередині контуру, знижується.
Опір захисного заземлення в електроустановках напругою до 1000 В і
потужністю понад 100 кВА не повинен перевищувати 4 Ом. Ця норма
обумовлена величиною напруги, яка виникає між корпусом заземленого
устаткування та землею у випадку пробою ізоляції, при якій струм, що
проходить через людину, якщо вона доторкається до устаткування, є
безпечним. Такою напругою замикання Uз прийнято вважати напругу до 42 В.
Відповідно до ДНАОП 0.00-1.32-01 Правила будови електроустановок
захисне заземлення належить виконувати: при напрузі змінного струму 380 В і
вище та 440 В і вище для постійного струму — у всіх електроустановках; при
номінальних напругах змінного струму вище 42 В та постійного струму вище
110 В - лише в електроустановках, що знаходяться в приміщеннях з
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 23
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
підвищеною небезпекою, особливо небезпечних, а також у зовнішніх
електроустановках; при будь-якій напрузі змінного та постійного струму - у
вибухонебезпечних установках.
Рисунок 11.1 – Конструктивне виконання системи захисного заземлення
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 24
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
Проведемо розрахунок системи захисного заземлення. Для визначення
напруги дотику або кроку скористаємося наступними формулами:
Uкр.гр = Uдот.гр. = Іл.гр.Rл = 0,075 · 1000 = 75 В (11.1)
де Uдот.гр. – гранична напруга дотику, В;
Uкр.гр. – гранична напруга кроку, В;
Іл.гр. = 0,075 А – граничний струм, який протікає через людину
при тривалості дії 0,3 сек;
Rл = 1000 Ом – опір людини, Ом.
Як розрахунковий опір заземлювача в однорідному ґрунті Rз (по методу
коефіцієнта використовування електродів) по напрузі дотику і кроку вибирають
менше значення, одержане при розрахунку по формулах:
Rз1 = Uдот.гр. / (Iз α1 α2) = 75 / (120 1 0,87) = 0,72 Ом ; (11.2)
Rз1 = Uкр.гр. / (Iз β1 β2) = 75 / (120 0,6 0,625) = 1,67 Ом
де Iз = 120 А – розрахунковий струм замикання на землю;
α1, α2 – коефіцієнти напруги дотику;
β1, β2 - коефіцієнти напруги кроку.
Значення α1, β1 вибираються виходячи з типу заземлювача. Задаємося як
тип заземлювача – груповий вертикальний. Стрижньові електроди, розташовані
в ряд і сполучені смугою. Тоді α1=1, β1=0,6.
Коефіцієнти α2, β2 визначаються з рівнянь:
α2 = Rл / (Rл + 1,5 ρр) = 1000/(1000 + 1,5 · 100) = 0,87 (11.3)
β2 = Rл / (Rл + 6 ρр) = 1000 / (1000 + 6 · 100) = 0,625,
де ρр = 100 Ом·м – розрахунковий питомий опір підстави (суглинок), на
якій стоїть людина.
З розрахованих двох значень Rз вибираємо якнайменше - Rз = 0,72 Ом.
Оскільки електроустановки мають ізольовану нейтраль, то доцільно
встановити виносні заземлювачі. Виносні заземлювачі складаються з
вертикальних електродів, сполучені горизонтальними електродами. Оскільки
будівля окремо стоячі то вони будуть розташовані на відстані близько 1 м від
стіни будівлі. В результаті укладається горизонтальний електрод з
вертикальними електродами. Корпуси заземлюємого устаткування
приєднуватимуться до магістралей заземлення, прокладеної усередині будівлі, і
приєднаної до заземлювача за допомогою заземлюючих пристроїв не менше
ніж в двох місцях.
Для розрахунку заземлювача скористаємося методом коефіцієнта
використовування електродів.
Визначаємо розрахунковий питомий опір землі, в якому будуть розміщені
електроди заземлювача з урахуванням кліматичного коефіцієнта:
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 25
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
ρ = ρр. · ψ = 100 · 1,5 = 150 Ом · м (11.4)
де ψ = 1,5 – розрахунковий кліматичний коефіцієнт землі.
З врахуванням опору природних заземлювачів Rпр = 15 Ом, розрахунковий
опір штучного заземлювача Rз буде дорівнювати:
R
R з1 Rпр 0,72 15
з 0,76
R R 15 0,72
пр з1 Ом (11.5)
Як тип вертикального електроду вибираємо стрижневий електрод круглого
перетину в землі.
Визначаємо опір розтіканню струму одного заземлювача по формулі:
2 l 1 4 t l 150 2 4 1 4 2,64
Rв
ln ln ln ln 39,5Ом
2··l d 2 4 t l 2·3,14·4 0,016 2 4 2,64 (11.6)
де d = 0,016 м – діаметр електроду;
l = 4 м – довжина електроду в землі;
t = t0 + l/2 = 0,6 + 4/2 = 2,6 м
Визначимо необхідну кількість вертикальних електродів по формулі:
n = Rв / (Rз.· ηв.) = 39,5 / (0,76 · 0,72) = 72,18 шт ; (11.7)
де ηв = 0,72 – коефіцієнт використовування вертикальних електродів.
Приймаємо найближче найбільше ціле значення n = 73 шт.
Довжина горизонтального електроду, який використовується для зв'язку
вертикальних електродів по контуру – L, м; визначимо по формулі:
L = 1,05 · a · (n - 1) = 1,05 · 3 · (73 - 1) = 226,8 м (11.8)
де а = 3 м – відстань між вертикальними електродами;
n = 73 шт – кількість вертикальних електродів.
Опір розтікання струму горизонтального електроду – Rг. визначаємо по
формулі:
2·L 150 2·226,8
Rг. ln ln 2,02Ом
·L b 3,14·226,8 0,03 , (11.9)
Еквівалентний опір протіканню струму штучного заземлювача
визначається по формулі:
Rв·Rг 39,5·2,02
R шт 0,58Ом
Rв· г. n Rг · в. 39,5·0,8 73 2,02·0,72
(11.10)
де ηг = 0,8 - коефіцієнт використання горизонтального електроду.
Нерівність Rшт < Rз повністю виконується - 0,58 Ом < 0,76 Ом.
Розрахунок проведено правильно. Система захисного заземлення надійно
захистить працюючих в лабораторії від ураження електричним струмом.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 26
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. Правила улаштування електроустановок. 3-тє вид., перероб. І доп. - X.: Вид-
во «Форт», 2017. - 736 с.
2. 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.
3. Електропостачання промислових підприємств : Підручник для студентів
електромеханічних спеціальностей / В.І. Мілих, Т.П. Павленко. – Харків :
ФОП Панов А. М., 2016. – 272 с.
4. Електропостачання промислових підприємств. Посібник для курсового та
дипломного проєктування / Шестеренко В.Є., Шестеренко О.В. – Київ, 2013.
– 424 с.
5. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:202015 Настанова з проєктування систем
електропостачання промислових підприємств.
6. Вказівки щодо розрахунку електричних навантажень. РТМ 36.18.32.4-92
ВНИПИ Тяжпромелектропроєктим, 1992.
7. Довідкові дані щодо розрахункових коефіцієнтів електричних навантажень.
ВНДПІ Тяжпромелектропроєкт ,1992.
8. Півняк Г.Г., Волотковська Н.С., Кігель Г.А., Коротун А.В. Розрахунки
електричних мереж систем електропостачання. – Київ: ІЗМИ, 1998. –136 с.
9. Довідник із проєктування електропостачання / За ред. Ю.Г.Барибіна та ін. -
Вища школа, 1990. - 576 с.
10. Довідкова книга для проєктування електроосвітлення. Під ред. Г.М. Кнорінг.
Енергія, 1992. – 356 с.
11. Федоров А.А., Каменєва В.В. Основи електропостачання промислових
підприємств: Підручник для вишів. - 4-те вид. - 1984. -472 с.
12. Вказівки щодо проєктування установок компенсації реактивної потужності в
електричних мережах загального призначення промислових підприємств.
РТМ 36.18.32.6 - 92. ВНДПІ Тяжпромелектропроєкт, 1992.
13. Бурбело М.Й., Бірюков О.О., Мельничук Л.М. Системи електропостачання.
Елементи теорії та приклади розрахунків. Вінниця: ВНТУ, 2011. 204 с.
14. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. Вид.
2-е, доправ. та доп. / Г.Г. Пивняк, В.Н. Винославский, А.Я. Рыбалко, Л.И.
Несен / За ред. академіка НАН України Г.Г. Пивняка. – Дніпропетровськ:
Вид-во НГА України, 2000. – 597 с.
15. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. / Г.Г.
Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. -Дніпропетровськ,
2002. - 597 с.
16. Букович Н. В. Розрахунок струмів короткого замикання електроенергетичних
систем. Львів : Вища шк., 2008. 248 с.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 27
Зм Арк. № докум. Підпис Дата
17. 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.
18. Колесов С.М., Колесов І.С. Електроматеріалознавство (Електротехнічні
матеріали). Підручник. – К.: "Дельта", 2008 р. 516 с.
19. 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.
20. ГОСТ 21515–76. Матеріали діелектричні. Терміни та визначення.
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.
Арк
ЧДТУ А1 21017 63/03-03 ПЗ 1 28
Зм Арк. № докум. Підпис Дата